Categoría: Industria

La compañía subió 7 posiciones en el ranking general de la medición y entró en el grupo de las 25 destacadas por su desempeño en términos de responsabilidad y gobierno corporativo.

28 de febrero de 2020.   Terpel es la primera compañía privada del sector petrolero y de distribución de hidrocarburos, según el más reciente ranking de responsabilidad y gobierno corporativo realizado por la firma Merco. El estudio mide el comportamiento ético, la transparencia, el compromiso por el medioambiente y la contribución a la comunidad desde el sector empresarial.

La compañía alcanzó el puesto 25 en el ranking general de esta medición, subiendo 7 puestos desde la edición 2018, en la que ocupó la posición 32.

“Estamos muy orgullosos de ser reconocidos como la compañía número 25, y la primera empresa privada del sector,  en el listado de las empresas con las mejores políticas de responsabilidad y gobierno corporativo. Estos resultados reflejan el trabajo constante de un equipo disciplinado y responsable, que está comprometido con la ética y la transparencia”, expresó Daniel Perea, vicepresidente de Asuntos Corporativos Terpel.

A este reconocimiento se le suma la inclusión de Terpel en el SAM* Sustainability YearBook 2020, ubicándose como una de las 15 empresas más destacadas del mundo por su gestión sostenible en el sector Retail, gracias a sus buenas prácticas en términos económicos, sociales y ambientales.

En el reporte de resultados de 2019, Ecopetrol mostró crecimientos en todos los items: utilidades, reservas, refinación, transporte y producción y exploración.  

25 de febrero de 2020.   Los resultados financieros del Grupo Ecopetrol en 2019 fueron los más altos de los últimos 6 años, con una utilidad neta de 13.3 billones de pesos, un EBITDA de 31.1 billones de pesos y un margen EBITDA de 44%. Este desempeño permitió también la distribución de dividendos más alta en la historia de la compañía (314 pesos por acción), así como inversiones por USD 4.4 billones.

“Los resultados financieros obtenidos, son el reflejo del buen desempeño operativo y el posicionamiento comercial de la compañía, pese al menor precio promedio del Brent, el cual pasó de 72 dólares por barril en 2018, a 64 dólares por barril en 2019”, señaló Felipe Bayón, presidente de Ecopetrol.

De acuerdo con el informe de la empresa, la utilidad del 2019 tuvo un impacto positivo producto del aumento en la participación de Inversiones de Gases de Colombia (Invercolsa), del 43% al 52%, como resultado del fallo de la Corte Suprema de Justicia en octubre del 2019, generando un cambio en la situación de control en esta compañía, la cual pasó de subsidiaria a asociada, generando el reconocimiento de un ingreso por única vez por 1 billón de pesos.

En términos operativos, en 2019 Ecopetrol incorporó 408 millones de barriles de petróleo equivalente (Mbpe) en reservas probadas, continuando con la tendencia positiva de los años 2017 y 2018.

Al cierre del año las reservas probadas netas del Grupo Ecopetrol alcanzaron 1,893 millones de barriles de petróleo equivalente. El índice de reemplazo de reservas del 169% fue el más alto de los últimos nueve años, pese a un precio del petróleo inferior en 15% frente a 2018. Por su parte, la vida media de reservas totales aumentó de 7,2 a 7,8 años.

En la campaña exploratoria, el Grupo y sus socios completaron la perforación de 20 pozos, superando así la meta de 12 pozos para el año, con una tasa de éxito geológico del 40% al obtener 8 pozos exitosos.

Un hito importante para el desarrollo del offshore colombiano fue el acuerdo suscrito entre Ecopetrol y Shell, anunciado en febrero de 2020 y mediante el cual Shell adquirirá el 50% de participación de los bloques Fuerte Sur, Purple Angel y COL-5, localizados en aguas profundas del Caribe colombiano.

En el frente de producción, Ecopetrol alcanzó los 725 mil barriles de petróleo equivalente por día. El incremento de la producción se apalancó en los buenos resultados de las campañas de perforación y mayor comercialización de gas. Además, en octubre entró en operación de la Planta de GLP del campo Cupiagua, que producirá entre 7.000 y 8.000 barriles por día atendiendo el mercado nacional, pero a partir de octubre de 2020 este energético será utilizado por la compañía en usos propios, lo que obligará nuevamente a la importación.

En cuanto al tema de gas natural, el 22 de noviembre de 2019 Hocol, filial del Grupo Ecopetrol, firmó un acuerdo con Chevron para adquirir su participación en los campos de Chuchupa y Ballena, ubicados en el La Guajira, acuerdo que se encuentra sujeto a la aprobación por parte de la Superintendencia de Industria y Comercio.

Ecopetrol Américas

En el frente internacional se resalta la suscripción de un acuerdo con Shell Brasil para adquirir el 30% en el descubrimiento de “Gato do Mato”, ubicado costa afuera en la cuenca Santos de Brasil, dentro del denominado Pre-sal.

En materia de refinación, durante 2019 Ecopetrol logró un nuevo máximo histórico de carga promedio de 374 mil barriles por día para las dos refinerías (Cartagena y Barrancabemeja). El margen bruto de refinación conjunto se ubicó en 10 USD/bl, impactado principalmente por el menor precio de los productos y el fortalecimiento de los crudos medios y  pesados.

Energías alternativas

En el frente de las energías alternativas, la compañía estableció la meta de incorporar alrededor de 300 MW de energías renovables no convencionales al 2022. Así, en 2019 inauguró el Parque Solar Castilla con 21 MW de capacidad, y en 2020 se tiene planeada la construcción del Parque Solar San Fernando con 50 MW de capacidad, el cual se convertirá en el mayor centro de autogeneración de energía que se haya desarrollado en el país. Este proyecto evitará la emisión de más de 410 mil toneladas de CO2 a la atmósfera durante los próximos 15 años.

La meta de energías renovables le permitirá a Ecopetrol incrementar la participación de estas fuentes en su matriz energética, pasando de un 5% actual a un 20% en 2022.

Según Felipe Bayón, “habiendo alcanzado de forma anticipada los hitos operativos y financieros más significativos trazados en nuestro de Plan de Negocios 2019 – 2021, con una compañía fortalecida operativa y financieramente, estamos preparados para los nuevos retos.”

Entre las metas más relevantes del Plan para el 2022 se encuentran:

1. Alcanzar niveles de producción entre 780-800 kbped,
2. Crecimiento en reservas manteniendo el índice de reposición orgánico mínimo del 100%, sin considerar efecto precio,
3. Viabilizar la carga óptima del sistema integrado de refinación a un nivel entre 370-420 kbpd,
4. Aumentar volúmenes transportados entre 1,10-1,25 millones de barriles por día,
5. Realizar inversiones orgánicas entre 13- 17 billones de dólares que se reflejen en un nivel de retorno sobre el capital empleado superior al 11% a precios del Plan.

Finalmente, Bayón dijo que “ratificamos nuestro compromiso con el crecimiento rentable en producción y reservas, con resultados sostenibles, disminuyendo los impactos de nuestras operaciones, impulsando buenas prácticas ambientales y promoviendo el desarrollo socio-ambiental de los territorios donde estamos presentes.”

El Grupo Ecopetrol incorporó 408 millones de barriles de petróleo equivalente de reservas probadas, continuando con la tendencia positiva desde 2016, con una vida media de 7,2 años de crudo y 10,4 años de gas.

21 de febrero de 2020.   Al cierre de 2019, las reservas probadas (1P) netas del Grupo Ecopetrol fueron de 1.893 millones de barriles de petróleo equivalentes (mbpe). El índice de reemplazo de reservas fue de 169% y la vida media de reservas equivale a 7.8 años.

El 89% del balance total de reservas probadas se encuentra en Colombia, siendo representativa la participación de los activos ubicados en Estados Unidos (10%).

En 2019, el Grupo Ecopetrol incorporó 408 mbpe de reservas probadas, lo cual representó un crecimiento del 33% frente a lo incorporado en 2018. La producción total acumulada del año fue 242 millones de barriles de petróleo equivalentes. Del balance total de reservas, el 73% es crudo y el 27% corresponde a gas.

Por otra parte, como resultado del Joint Venture conformado entre Ecopetrol y Occidental Petroleum Corp. en 2019, se incorporaron 164 mbpe de reservas probadas.

Las reservas fueron estimadas con base en los estándares y metodología de la Securities and Exchange Commission (SEC) de los Estados Unidos. El 99% de las reservas fueron certificadas por cinco reconocidas firmas especializadas independientes (Ryder Scott Company, DeGolyer and MacNaughton, Gaffney, Cline & Associates, Sproule International Limited y Neatherland Sewell & Associates). El precio definido por la SEC utilizado para la valoración de las reservas de 2019 fue US$ 63 por barril Brent frente a US$ 72,2 en el 2018.

Por medio del Decreto 230 del 17 de febrero, el Ministerio de Energía declaró la insubsistencia del presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).

18 de febrero de 2020.   Sorpresivamente fue retirado de su cargo el presidente de la ANH Luis Miguel Morelli y fue designada como encargada a la viceministra de Minas Carolina Rojas Hayes.

Morelli estaba en el cargo desde septiembre de 2018 y se había destacado por haber reactivado el sector petrolero en Colombia, toda vez que entre 2012 y 2018 no se asignaron bloques para exploración.

La empresa de energía, a través de un comunicado, aclara el objeto del contrato con la firma BRG, envuelta en investigaciones por posibles interceptaciones telefónicas al presidente de Enel en Colombia. A continuación reproducimos el comunicado del Grupo.

7 de febrero 2020. “En desarrollo del contrato suscrito por el Grupo Energía Bogotá (GEB) con BRG Colombia, el cual tuvo por objeto la prestación de servicios especializados para la obtención de testimonios de expertos independientes y el apoyo regulatorio y en litigios, se encargó la elaboración de un dictamen especializado que le permitiera al Grupo contar con razones fundadas para sustentar posibles reclamaciones judiciales ante incumplimientos de algunos acuerdos suscritos con uno de sus socios. El estudio, de carácter eminentemente técnico, se ocupó primordialmente de analizar el futuro del negocio de las energías renovables y sus proyecciones de crecimiento en la región.

“La contratación y la estimación del valor a reconocer por el dictamen contratado se estableció con base en las calidades y calificaciones del experto y en consideración a su experiencia, trayectoria y sus conocimientos especializados en la materia.

“La celebración del contrato fue sometido a las instancias y procedimientos internos definidos en el Manual de Contratación de la empresa y se realizó con estricta sujeción a las normas aplicables que regulan la actividad contractual del GEB, las cuales no exigen para una contratación de estas características procesos competitivos plurales.

“Como remuneración por la elaboración del dictamen se acordaron varios pagos que se realizarían contra la entrega y verificación de los soportes respectivos. Entre ellos se encuentran los documentos que contienen las versiones tanto preliminar, como final con ajustes del dictamen contratado. En relación con el reconocimiento de gastos relacionados con el viaje realizado a Colombia por el experto internacional que elaboró el dictamen y su equipo, los mismos se encuentran soportados en más de 48 documentos que dan cuenta detallada y suficiente para su reconocimiento.

“El contenido del dictamen tiene información confidencial y, en consecuencia, por la sensibilidad de su contenido tales informes no son públicos. No obstante, lo anterior, el Grupo puso a disposición de la Contraloría Distrital los informes, por lo que sus funcionarios tuvieron acceso pleno al contenido de los mismos.

“Por último, ratificamos que, aunque el Grupo Energía Bogotá a la fecha no ha sido notificado de ningún tipo de investigación fiscal que involucre a nuestros colaboradores, las razones que hoy han trascendido y que se esgrimen por el ente de control fiscal para la apertura de una investigación, no las compartimos, como quiera que las sumas pagadas por el GEB a BRG cuentan con todos los soportes correspondientes. También, es preciso insistir en que ninguno de los pagos mencionados está relacionado con actividades asociadas a posibles interceptaciones ilegales.”

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.