Categoría: Industria

De acuerdo con información de la emisora local La FM, la Contraloría de Bogotá ordenó la apertura de un proceso de responsabilidad fiscal formal contra la presidente del Grupo de Energía Bogotá (GEB), Astrid Álvarez, la ex vicepresidente jurídica, Diana Margarita Vivas, y los interventores Alejandro Botero y Mónica Jiménez, sin afectarlos con medidas cautelares.

5 de febrero de 2020.   La Contraloría de Bogotá, en una investigación preliminar que adelantó en los últimos meses por el contrato que el Grupo Energía Bogotá suscribió con la empresa Berkeley Research Group, (mencionada en el escándalo de las chuzadas a los pilotos de Avianca y al director General de Enel en Colombia, Lucio Rubio) encontró que se presentaron irregularidades de la administración, al reconocer pagos por más de 2.040 millones de pesos a la empresa BRG sin los soportes de gastos reembolsables.

El gasto total de los servicios superó los 3.000 millones de pesos, así:

• 6 de septiembre de 2018, gastos reembolsables por $1.023.122.100 – sin soporte
• 10 de septiembre de 2018, gastos reembolsables por $1.012.931.700 – sin soporte
• 1 de febrero de 2019, gastos reembolsables por $1.036.262.700 – sin soporte

Hay que advertir que el Grupo Energía Bogotá maneja recursos del Distrito Capital, pues este es accionista del GEB en un 65%.

La Contraloría de Bogotá encontró que la gravedad de los hechos es tal, que compulsó copias de la apertura del proceso de responsabilidad fiscal a la Fiscalía General de la Nación y a la Procuraduría General, para que se determinen eventuales responsabilidades penales y disciplinarias.

BRG, la empresa con la que el Grupo adelantó dicho contrato, está mencionada dentro de la investigación de las chuzadas realizadas contra los pilotos sindicalistas de Avianca, contra el director General del Grupo Enel en Colombia, Lucio Rubio y contra el abogado Felipe Jaramillo, contraparte en un litigio jurídico contra el mismo Grupo de Energía Bogotá.

En paralelo, la Fiscalía General de la Nación, en su escrito de acusación contra Laude Fernández, ex representante legal de BRG, hoy preso en desarrollo de la investigación por las chuzadas ilegales, asegura que esa empresa le entregó al Grupo Energía Bogotá, un folio identificado como “Caso Eje Cafetero”, en el que se relaciona información confidencial, sensible, privada y personal del abogado Felipe Jaramillo Londoño, y de su círculo más íntimo, incluidos datos biométricos y fotográficos de menores de edad. El escrito de acusación deja claro que el GEB se benefició del asunto.

Por este informe, Laude Fernández pudo haber cometido los delitos de concierto para delinquir en concurso con violación ilícita de comunicaciones, violación de datos personales, utilización ilícita de redes de comunicación, acceso abusivo a un sistema informático, interceptación de datos informáticos y uso de software malicioso, según revela el escrito de acusación en poder de La FM.

El escrito de acusación pone de relevancia también la coincidencia de fechas en las que se firmó el contrato entre BRG y el GEB y la ocurrencia de las chuzadas ilegales.

La firma del contrato ocurre el 22 de junio de 2018 y Lucio Rubio es interceptado el 25 de junio. Un día hábil después de la firma del contrato.

La orden de servicios del Caso Eje Cafetero se da el 16 de julio de 2018 y Felipe Jaramillo, el abogado contraparte del GEB es interceptado el 17 de julio, un día después de la firma del contrato.

Para la Fiscalía es relevante esta coincidencia en las fechas entre las firmas de los contratos y la ocurrencia de las chuzadas.

Un dato adicional tiene que ver con que para comunicarse entre el GEB y la compañía BRG se usó un sistema cifrado de comunicaciones conocido como Proton, que es prácticamente infranqueable y que no deja rastro en internet.

Fuente: La FM

La Empresa ingresa al grupo de las 37 compañías más importantes del sector petrolero que han adquirido este compromiso; así contribuirá a la reducción de emisiones de Gases Efecto Invernadero.

1 de febrero de 2020.    Ecopetrol adhirió a la iniciativa del Banco Mundial (BM) denominada “Zero Routine Flaring by 2030”, la cual tiene como meta eliminar la quema rutinaria de gas en los campos de petróleo y gas lo antes posible, y a más tardar al año 2030.

La iniciativa, que fue lanzada por el BM en 2015, reúne a 32 gobiernos, 15 instituciones de desarrollo y 37 compañías del sector de petróleo y gas como Shell, BP, Eni, Equinor, Petrobras, Total y Repsol, entre otras, con el fin de reducir voluntariamente las emisiones de quema de gas.

La adhesión a “Zero Routine Flaring by 2030” está alineada con el Acuerdo de París y el Objetivo 13 de Desarrollo Sostenible (ODS) de la ONU sobre Acción por el Clima. Además, ratifica el compromiso de Ecopetrol de reducir en 20% sus emisiones de Gases de Efecto Invernadero a 2030 y de continuar con la implementación de su plan de descarbonización.

Dicho plan busca reducir y compensar las emisiones de la Empresa, a través de la puesta en marcha de proyectos de eficiencia energética, energías renovables, reducción de quemas en tea y de emisiones fugitivas y venteos, así como la compensación de emisiones a través de proyectos de carbono forestal utilizando soluciones basadas en la naturaleza.

“La adhesión a esta iniciativa del Banco Mundial es un paso más en el estrategia de transición energética que adelanta Ecopetrol, en la que tenemos el compromiso de ser líderes en la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero en Colombia e incrementar nuestra generación de energía con fuentes renovables como la solar y la eólica. Este camino de “descarbonización” que nos hemos trazado para los próximos años complementa los logros ya alcanzados en la calidad de los combustibles que se traduce en una mejor calidad del aire en las ciudades”, aseguró Felipe Bayón, presidente de Ecopetrol.

Zero Routine Flaring tiene como principales compromisos: no realizar quemas rutinarias en nuevos desarrollos de yacimientos petrolíferos; poner fin a la quema rutinaria en campos existentes tan pronto como sea posible y reportar anualmente el volumen de quemas al Global Gas Flaring Reduction Partnership (GGFRP), entidad especializada para respaldar los esfuerzos de los países para reducir las quema de gas y los venteos.

Terpel fue incluida en el SAM Sustainability YearBook 2020 y ocupó el puesto 13 entre las empresas más destacadas del mundo por su gestión sostenible en el sector retail. En Colombia, únicamente 11 empresas hacen parte del anuario SAM.

1 de febrero de 2020.   Porcuarto año consecutivo,Terpel hace parte del reporte anual de SAM, la publicación más completa y reconocida sobre sostenibilidad corporativa en el mundo.

El sólido desempeño de la gestión sostenible y las buenas prácticas en términos económicos, sociales y ambientales fueron los factores determinantes para incluir a Terpel en el listado de empresas presentes en el informe. La compañía ocupó el puesto número 13 entre 107 evaluadas en el sector retail, destacándose como una de las 15 con mejores prácticas en sostenibilidad a nivel mundial.

“Estamos muy orgullosos de hacer parte de las empresas más sostenibles del planeta. Este reconocimiento, además de alegrarnos, nos impulsa a seguir trabajando para ofrecer experiencias memorables y generar valor en todos nuestros grupos de interés”, comentó Sylvia Escovar, presidente de la Organización Terpel.

El trabajo permanente de Terpel por ser la mejor opción para sus consumidores, el mejor vecino para las comunidades donde opera, el mejor lugar para trabajar y la inversión más segura, la llevó a obtener resultados relevantes en las áreas de relacionamiento con clientes y proveedores, gestión ambiental, atracción y retención del talento.

Adicionalmente, la compañía recibió el reconocimiento Industry Mover, que destaca a las empresas con prácticas sostenibles que sobresalen frente a la industria y elevan el estándar de la medición.

“Felicitamos a Organización Terpel por su premio de Industry Mover en el Anuario de Sostenibilidad 2020, que presenta a las mejores empresas entre los pares de la industria y en términos de métrica sociales, ambientales y financieramente materiales. La evaluación de sostenibilidad corporativa sube los estándares, y el Anuario sigue siendo una fuente altamente creíble de ideas de sostenibilidad corporativa”, comentó Manjit Jus, de Global Head ESG Research and Data en SP Global.

Ecopetrol fue notificada de la decisión de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) de imponer una multa por $5.155 millones a la Empresa, dentro del proceso por el afloramiento en inmediaciones del pozo Lisama 158, ocurrido en marzo de 2018.

29 de enero de 2020.  La entidad administrativa impuso la multa por estimar que las acciones de tipo operacional adelantadas por Ecopetrol no fueron adecuadas, posición que no comparte la Compañía.

Ecopetrol señaló que evaluará y presentará ante la ANLA los argumentos de tipo técnico que demuestran que desde el momento en que se evidenció el afloramiento, la Empresa atendió la contingencia, según el nivel de la emergencia, disponiendo de todos los recursos técnicos, económicos y humanos necesarios para superarla, como en su momento conceptuó la comisión de expertos de la Organización de las Naciones Unidas (ONU) que visitó el lugar de la emergencia.

En el referido trámite gubernativo, la ANLA exoneró de otros cargos a la compañía al considerar que “…activó y ejecutó a plenitud las gestiones para implementar el plan de contingencia”, e indicó que se adoptaron de manera diligente las medidas de manejo ambiental previstas en dicho plan.

A la fecha, Ecopetrol continúa ejecutando el Plan de Recuperación Ambiental aprobado por la ANLA, que incluye actividades cumplidas y en desarrollo, como las siguientes:

• Finalizó la limpieza fina a los cuerpos de agua afectados desde el punto de afloramiento hasta la desembocadura del Caño La Muerte en el río Sogamoso, incluidos los tributarios, en una extensión de más de 12 kilómetros.
• Concluyó la reincorporación de la fauna silvestre en la quebrada Lizama y Caño La Muerte.
• Inició la recuperación del bosque ripario con la siembra de especies nativas de la región.
• Continúan los monitoreos para verificar la calidad del agua superficial, subterránea, sedimentos y aire, los cuales arrojan resultados en los valores de referencia permitidos por la autoridad ambiental.

• Se estructuraron 33 proyectos de inversión social y ambiental, por un valor de $23.769 millones, de los cuales 12 ya terminaron, 14 se encuentran en ejecución y 7 en estructuración. Estos proyectos son de bienestar y desarrollo comunitario, mejoramiento de la oferta ambiental, dinamización y monitoreo de la actividad pesquera.

La inversión en exploración para 2020 será 18% superior a la de 2019, mientras que en producción representará un aumento del 25% frente al año anterior.

27 de enero de 2020.   De acuerdo con el más reciente informe de tendencias del sector oil and gas, elaborado por la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), durante 2020 la inversión en exploración y producción (E&P) crecerá un 23% frente a 2019.

Efectivamente, para este año se espera que las compañías petroleras inviertan 4.970 millones de dólares, frente a los 4.030 millones de dólares invertidos en 2019.

No obstante el aumento en la inversiones en E&P, para 2020 se espera que la producción de petróleo y gas natural se mantengan en los mimos niveles del año pasado; es decir, 890 mil barriles diarios de petróleo y 1.090 millones de pies cúbicos diarios (MPCD) de gas natural.

De los 4.050 millones de dólares que se invertirán en 2020, el 53% de los recursos irán a perforación de pozos de desarrollo, el 15% a recobro mejorado (el cual hoy aporta el 19% de la producción del país), y el restante se destinará a facilidades de producción.  

Para 2020 también se destaca el aumento en las proyecciones de la inversión exploratoria en proyectos con potencial en gas natural, que será de 300 millones de dólares, un poco más de un tercio del presupuesto total; así como los recursos destinados para desarrollar la producción de gas (USD 340 millones), equivalente al 8% de la inversión total en producción.

“Para poder materializar estas proyecciones de inversión es importante que Colombia mantenga la estabilidad política, siga avanzando en aspectos contractuales y fiscales, mejore las condiciones del entorno y en la reducción de tiempos en trámites y costos de transporte. Esto nos permitirá ponernos al día frente a otros países que hoy nos están cogiendo la delantera, pues mientras en Colombia la inversión en E&P cayó 7% en 2019, en el resto del planeta creció cerca del 4%”, dijo Francisco Lloreda, presidente de la ACP.

Clima de inversión

El Informe de Tendencias de Inversión en E&P señala que la mayoría de las 26 empresas encuestadas calificó entre aceptable y bueno el clima de inversión en el país.

La estabilidad política continúa siendo la mayor fortaleza para invertir en Colombia, frente a situaciones de inestabilidad observadas en otros países de Latinoamérica. Sin embargo, los paros y las protestas de finales de 2019 causan cierto nivel de incertidumbre.

La prospectividad geológica permanece como la segunda mayor fortaleza del país y se destaca también una mejora en la percepción de los temas contractuales. Por otro lado, los aspectos ambientales, sociales y de seguridad se mantienen como los mayores retos en superficie para atraer inversión.

De acuerdo con el Informe, se destaca como prioridad continuar el trabajo conjunto entre el Gobierno, la industria y las comunidades para viabilizar las operaciones en las regiones, avanzar en modificaciones contractuales y asignación de áreas, para incentivar nuevas inversiones e impulsar el crecimiento del mercado de gas natural, entre otros.

Durante la subasta de cargo por confiabilidad que tuvo lugar en febrero de 2019, Termocandelaria fue asignada con obligaciones de energía firme, por lo que pasará de generar 314 MWh a 566 MWh.

24 de enero de 2020.   Termocandelaria dará inicio a las obras de ampliación de la capacidad de la central termoeléctrica. Se espera que para 2022 el proyecto esté listo para entregar mayor energía, con el fin de garantizar el abastecimiento eléctrico del país a partir de ese año, de acuerdo con lo estipulado por el Gobierno Nacional en la subasta de Cargo por Confiabilidad realizada en febrero de 2019, donde le asignaron a la térmica obligaciones de energía firme.

“La entrada en operación de la ampliación permitirá un incremento del 80% de su capacidad de generación térmica a gas natural de tecnología ciclo combinado, al pasar de los 314 MWh que se generan actualmente a 566 MWh usando el mismo combustible y sin efectuar nuevas emisiones atmosféricas, con una reducción de más de un 40% en el costo de la producción de energía”. Afirmó Miguel Pérez, gerente General de Termocandelaria.

Frente a eso, el viceministro de Energía Diego Mesa resaltó que “esta tecnología, en particular, es un 35% más eficiente porque produce el doble de energía con un menor consumo y por lo tanto genera menos emisiones”.

Con una inversión de 220 millones de dólares, el proyecto de ampliación será financiado con los recursos provenientes de una emisión de bonos por 186 millones de dólares, que se efectuó recientemente y la cual tuvo una demanda de 2,7 veces del valor ofrecido.

“Somos la primera compañía de generación térmica colombiana que haya realizado exitosamente una emisión de bonos a nivel internacional. El año pasado tuvimos una primera emisión por 410 millones de dólares y en días pasados colocamos otra, que aseguró el financiamiento de la ampliación de la central, lo cual ratifica la confianza inversionista en el país y el sector eléctrico”, dijo Eduardo Damián, presidente de Termocandelaria Power Limited (TPL).

El proyecto de ampliación será realizado por Técnicas Reunidas, firma contratista española con 60 años de experiencia, que ha construido más de mil plantas industriales alrededor del mundo.

Según Luis Miguel Fernández Zaher, CEO de TPL, “durante la obra se generarán aproximadamente 600 empleos indirectos y se espera que una vez entre a operar la ampliación, Cartagena y Cardique reciban mayores transferencias por la tasa ambiental, dinero que deberá invertirse en proyectos ambientales en las comunidades del área de influencia de la empresa”.

El viceministro Mesa agregó que «la generación de energía eléctrica de esta planta a gas sumará confiabilidad al sistema con respaldo y estabilidad ante eventos de variabilidad climática como el Fenómeno de El Niño, complementando las fuentes no convencionales de energías renovables que logramos incorporar a partir de 2022. Además, impulsa el uso de gas que es considerado el combustible de la transición energética, por tratarse de un energético limpio, que contribuye a mitigar los efectos del cambio climático”.

Una vez concluyan las obras de ampliación, Termocandelaria se convertirá en “la planta térmica más eficiente del país, respaldada con gas natural proveniente de los campos nacionales y de la planta de regasificación de Cartagena”, concluyó Fernández.

El Plan Energético Nacional publicado por la UPME señala que en 30 años se invertiría el consumo de combustibles líquidos frente a la electricidad y el gas natural, que cobrarán mayor protagonismo; sin embargo, la entidad advierte que hacia el 2024 se presentaría un déficit del combustible gaseoso, lo que obligaría al país a importar.

10 de enero de 2020.   La energía eléctrica, principalmente, generada a partir de fuentes no convencionales de energías renovables, y el gas natural seguirán impulsando la Transformación Energética de Colombia. Así lo reafirma el Plan Energético Nacional (PEN), una herramienta desarrollada por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), que plantea posibles escenarios de comportamiento de la oferta y la demanda de energéticos del país al año 2050.

Según el informe, en los próximos 30 años la demanda de energía eléctrica y gas natural superaría la de los combustibles líquidos. Actualmente, un 48% de los energéticos que consume el país son combustibles líquidos, mientras que el gas natural y la energía eléctrica representan un 30%. Según las proyecciones, en el año 2050 se invertiría esta participación: la demanda de gas y energía eléctrica sería de un 46%, mientras que la de combustibles líquidos sería de un 36%.

 
«Este Plan demuestra que estamos avanzando en la dirección correcta con la diversificación de nuestra canasta energética. Colombia ha dado un salto histórico que le permitirá aumentar 50 veces su capacidad instalada en fuentes no convencionales de energías renovables como la solar y la eólica, pasando de menos de 50 megavatios en 2018 a 2.500 megavatios en 2022. Al mismo tiempo, las proyecciones confirman que en 2050 el país seguirá demandando combustibles líquidos para actividades diarias como el transporte aéreo y terrestre, por lo que es necesario seguir desarrollando nuevas fuentes tanto de gas como de petróleo”, aseguro la Ministra de Energía, María Fernanda Suárez.

 
El documento muestra la importancia de seguir avanzando en la electrificación y la sostenibilidad energética del sector transporte, que actualmente representa un 40% del total de consumo de energía del país. De acuerdo con las proyecciones, con la llegada de vehículos eléctricos y el aumento en el consumo de Gas Natural Vehicular, en el año 2050 el país lograría una reducción del 20% en la demanda de combustibles líquidos, diésel y gasolina.

 
“En los próximos treinta años la estabilización e incluso la reducción de combustibles líquidos solo será posible si el país continua diversificando los energéticos que utiliza para el transporte, aumentando cada vez más la participación de energías renovables de fuentes no convencionales”, explicó por su parte el director General de la UPME, Ricardo Ramírez.

 
Las proyecciones de la UPME estiman que a 2050 un 30% de los vehículos del país, incluyendo motos, serán eléctricos. En cuanto al transporte público individual, un 30% de los taxis serán eléctricos mientras que un 30% se moverán con Gas Natural Vehicular.
 
“Gracias a la Ley de Movilidad Eléctrica y Sostenible que sancionó el Presidente Iván Duque se han reducido los costos de vehículos eléctricos con incentivos tributarios como la reducción del IVA del 19% al 5% y cero arancel, los cuales contribuyen a impulsar la entrada de este tipo de vehículos. Debemos asegurar fuentes limpias para esa mayor cantidad de energía que demandarán los vehículos eléctricos, de tal manera que se logre un efecto real sobre la protección del medio ambiente”, explicó la Ministra Suárez.

 
Con estas transformaciones y un consumo más eficiente de la energía en los distintos sectores, el país superaría las metas del Acuerdo de París con una reducción del 22,5% en las emisiones de CO₂ frente a la línea base planteada para el año 2030 en la COP21. Lo anterior, a pesar del incremento de la demanda de energía estimada en un 60% para los próximos 30 años. En la actualidad, cada colombiano consume, en promedio, una cantidad de energía comparable con mantener encendidas 1.000 planchas durante todo el día, los 365 días del año.

 
El reto: nuevas fuentes de gas natural

A pesar de los avances en la reactivación del sector hidrocarburos con el Proceso Permanente de Asignación de Áreas y la firma de contratos offshore, la UPME estima que a 2024 habría un déficit de gas natural en el país, lo cual exige esfuerzos adicionales como la ejecución de nuevas obras de infaestructura para importación y para consolidar la red nacional de transporte.

 
“El gas natural, que utilizamos para cocinar los alimentos o que ya se usa en sistemas de transporte masivo, es un combustible fundamental como parte de esta transición hacia energías cada vez más limpias. Esta realidad nos exige esfuerzos adicionales como la ejecución de nuevas obras de infaestructura para importación y para consolidar la red nacional de transporte”, explicó la Ministra Suárez.

Entre estas obras, se contemplan la Planta de Regasificación del Pacífico, así como un Sistema Nacional de Transporte que permita la interconexión de los sistemas y el flujo bidireccional sin restricciones entre la Costa Atlántica y el interior del país.

El estudio se llevó a cabo sobre un área de 2.000 kilómetros cuadrados, con el objetivo de obtener información sobre posibles acumulaciones de petróleo y gas.

9 de enero de 2020.   Ecopetrol concluyó su primera operación de adquisición sísmica marina en aguas profundas en el bloque COL-5, ubicado costa afuera en aguas del Caribe colombiano, a unos 100 kilómetros del Golfo de Morrosquillo.

Durante las operaciones, que tardaron cerca de dos meses, se realizó un estudio en un área de dos mil kilómetros cuadrados de sísmica 3D, con el fin de obtener información que permita identificar potenciales acumulaciones de petróleo y gas.

Esta información permitirá a Ecopetrol definir la posible extensión de los descubrimientos de los pozos Kronos y Gorgon hacia el oeste, y madurar oportunidades exploratorias adicionales.

Para realizar la operación, se contrató la embarcación SW Amundsen, de la compañía Shearwater, que estaba equipada con la mejor tecnología disponible para el desarrollo de estas actividades. El barco estuvo acompañado por dos embarcaciones de apoyo locales y helicópteros de última tecnología con condiciones para operar en Offshore (costa afuera).

La operación fue autorizada por la Dirección Marítima (Dimar); así como por los Ministerios de Minas y Energía, Ambiente y Desarrollo Sostenible, Defensa Nacional, Relaciones Exteriores y la Autoridad Nacional de Acuicultura y Pesca (Aunap).

Para el desarrollo de la actividad exploratoria se aplicaron las normas de seguridad industrial con el fin de proteger la vida de las personas y del medio marino. También se contó con un equipo de observadores de fauna marina para asegurar la protección de las especies de mamíferos durante la ejecución de las labores.

El procedimiento de adquisición de sísmica en el mar genera imágenes del subsuelo, similar a una ecografía en el cuerpo humano. Se utilizan cañones de aire que lanzan burbujas que producen ondas de sonido, que viajan a través del agua y penetran en las capas de la tierra. Esta información se capta con hidrófonos y otros equipos para producir una imagen de la geomorfología del suelo y subsuelo marino, lo que permite identificar estructuras que puedan contener hidrocarburos.

El bloque COL-5 es contiguo a los bloques Fuerte Sur y Purple Angel, donde se realizaron los descubrimientos de los pozos Gorgon, Kronos y Purple Angel, entre 2015 y 2017.

El gremio apoya el proyecto de decreto sobre los proyectos piloto publicado en diciembre por el MinEnergía y asegura que Drummond no realiza fracking en el campo la Loma.

7 de enero de 2020.    La Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas) respalda los componentes de transparencia y fortalecimiento institucional que el Ministerio de Energía incluye en el proyecto de decreto que define los lineamientos para actividades de exploración en ‘Proyectos Piloto de Investigación Integral’ en yacimientos no convencionales.

De acuerdo con Orlando Cabrales Segovia, presidente de Naturgas, “el país necesita avanzar en el aprovechamiento de los recursos hidrocarburíferos que tiene en el subsuelo, por medio de herramientas científicas que cumplan con los más altos estándares ambientales y técnicos. Y para lograrlo es fundamental contar con proyectos piloto de fracking (tal como fue recomendado por las diversas comisiones de expertos) que tengan supervisión y monitoreo continuo en cada una de sus etapas.”

El proyecto de decreto publicado recientemente por el Gobierno nacional incluye la creación de un centro de transparencia, un plan de monitoreo ambiental y espacios de diálogo territorial, para involucrar a la ciudadanía y a la comunidad. También contempla que las entidades de gobierno tengan un plan de fortalecimiento institucional que le dé mayor confianza a los colombianos de la labor regulatoria.

“De firmarse este Decreto, Colombia dará un paso adicional para asegurar el abastecimiento de gas y petróleo en el largo plazo. En el pasado ya se contaba con el Decreto 3004 de 2013 y la Resolución 90341 de 2014 (que está siendo evaluada por el Consejo de Estado), que establecen los criterios y procedimientos para la exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos no convencionales, el cual fue realizado teniendo en cuenta altos estándares internacionales”, dijo Cabrales Segovia.

En cuanto a la decisión que deberá tomar el Consejo de Estado con respecto a la normatividad demandada, Narturgas espera que la entidad continúe su labor de revisión técnica y tenga en cuenta el trabajo de gestión del conocimiento realizado por el Gobierno nacional con expertos nacionales e internacionales entre 2012 y 2014, donde se estudiaron los riesgos potenciales de la actividad y se establecieron acciones para prevenirlos y mitigarlos.

Sobre la decisión del Consejo de Estado contra  Drummond

En un comunicado, Naturgas también aclaró que, “de acuerdo con los conceptos técnicos sobre fracking y según información institucional, la compañía Drummond no ha llevado a cabo fracturamiento hidráulico en pozo horizontal (fracking). Por el contrario, ha explotado gas metano asociado a mantos de carbón con técnicas tradicionales de estimulación en pozos verticales como se ha hecho en el país por diferentes compañías desde hace varias décadas.”

Drummond actualmente tiene un contrato con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), y licencia ambiental para la exploración y explotación del campo La Loma, que fue adquirida según la normatividad vigente.

Nartugas solicitó al Consejo de Estado “que revise la decisión de declarar el estado de desacato para la compañía y permita el desarrollo de los pozos de gas metano asociado a mantos de carbón que, entre otras cosas, ayuda a reducir las emisiones de gas en el proyecto minero”, puntualizó Cabrales Segovia.

El proyecto de Acuerdo contiene las reglas y requisitos bajo los cuales se permitirá el traslado de inversiones que aumenten la actividad exploratoria en Colombia.

27 de diciembre de 2019.   Con el fin de promover la inversión exploratoria en el país y buscar la incorporación de nuevas reservas que puedan ser producidas en el corto plazo, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), puso a consideración de la industria y demás interesados el proyecto de Acuerdo “Por el cual se establecen las reglas para el Traslado de Actividades o Inversiones de Exploración entre Contratos y Convenios suscritos con la Agencia”.

El proyecto de Acuerdo contiene las reglas y requisitos bajo los cuales se permitirá el traslado de inversiones que aumenten la actividad exploratoria del país.

La hoja de ruta contemplada para la culminación de este proceso comenzó el pasado 17 de diciembre con la discusión y aprobación por parte del Consejo Directivo de la ANH de la versión preliminar del proyecto de Acuerdo.

La segunda etapa consiste en la publicación en la página web de la ANH del proyecto de Acuerdo para observaciones y comentarios de la industria. Los interesados y el público en general dispondrán hasta el 9 de enero de 2020 para manifestar sus inquietudes.

Posteriormente, la ANH solicitará a la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC) un concepto de Abogacía de la Competencia. Surtida esta etapa, una vez se tenga el concepto de la SIC, el proyecto de Acuerdo se someterá a aprobación por parte del Consejo Directivo de la ANH y posterior publicación en el Diario Oficial.

Finalmente, una vez entre en vigencia el Acuerdo, los contratistas podrán realizar a la ANH solicitudes de traslado de inversiones para determinar su pertinencia y viabilidad.

“Esta propuesta de solución para destrabar inversiones atrapadas en contratos y convenios de hidrocarburos, es una respuesta de la ANH y de su Consejo Directivo a la reactivación del sector de hidrocarburos y su interés en lograr que se ejecuten las inversiones detenidas por varios años”, señala la Agencia en un comunicado.