Categoría: Industria

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.

El proyecto de decreto sería el reglamento para ejecutar los llamados Proyectos Piloto Integrales de Investigación, para realizar fracking en el país en yacimientos no convencionales con la técnica de perforación horizontal.

27 de diciembre de 2019.   El pasado 26 de diciembre, el Ministerio de Energía publicó un proyecto de decreto, “por el cual se fijan lineamientos para adelantar actividades de exploración en Proyectos Piloto Integrales de Investigación (PPII) sobre yacimientos no convencionales de hidrocarburos con la utilización de la técnica de fracturamiento hidráulico multietapa mediante perforación horizontal.”

El proyecto de decreto señala que “en octubre de 2018, el Gobierno nacional designó una Comisión Interdisciplinaria Independiente para determinar la posible realización de la exploración de yacimientos no convencionales en roca generadora mediante la utilización de la técnica de fracturamiento hidráulico multietapa con perforación horizontal, en forma segura, responsable y sostenible para las comunidades y el medio ambiente.”

La comisión recomendó que los PPII se caracterizaran “como experimentos de naturaleza científica y técnica sujetos a las más estrictas condiciones de diseño, vigilancia, monitoreo y control y, por tanto, de naturaleza temporal”, y que deberían poder ser suspendidos en cualquier momento por orden de la autoridad competente y, por ende, tener efectos potenciales limitados en su alcance y en el tiempo.

El documento del Ministerio aclara “que esta técnica no es utilizada para la exploración y explotación de todos los yacimientos no convencionales, como es el caso de las arenas bituminosas y el gas metano asociado a los mantos de carbón, entre otras.”

Esta aclaración es importante, toda vez que el pasado 12 de diciembre el Consejo de estado suspendió la actividad de quince pozos en el campo La Loma, propiedad de Drummond, cuya explotación está asociada a mantos de carbón.

Además de las pautas para la implementación de los PPII, el proyecto de decreto contempla además las entidades encargadas de establecer las líneas base en materia de ambiental, de salud, sismicidad y social; y establece los mecanismos de transparencia y participación ciudadana, como veedores de la correcta aplicación de la técnica.

El ministerio estableció un plazo hasta el 20 de enero para hacer comentarios y el documento puede ser descargado en este link:

https://www.minenergia.gov.co/foros?idForo=24162581

Un balance positivo presentó la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), al cierre de 2019: 31 contratos firmados y compromisos de inversiones por más de 2.713 millones de dólares. 

19 de diciembre de 2019.   Apenas posesionado el nuevo presidente de Colombia, Iván Duque, el gobierno implementó un plan de choque denominado ‘Nuevo Horizonte’, para reactivar la industria petrolera, luego de cinco años de sequía en que no se firmaron contratos de exploración y producción, y con un preocupante descenso de las reservas de petróleo y gas natural del país, de 6,2 y 9,8 años respectivamente.

Bajo la dirección del nuevo presidente de la ANH, Luis Miguel Morelli, los resultados no se hicieron esperar y al cierre de 2019 se firmaron un total 31 contratos de Exploración y Producción (E&P), de los cuales cinco fueron contratos costa fuera que lograron destrabarse para pasar de contratos de Evaluación Técnica (TEA) a E&P, con compromisos de inversión por 1.700 millones de dólares, pero en total los 31 contratos firmados en el año comprometen inversiones por más de 2.713 millones de dólares.

Todo este proceso inició con la actualización del Mapa de Tierras, que llevaba dos años paralizado, y es la herramienta para que las empresas se interesen por áreas y hagan sus ofertas. La actualización del Mapa se presentó en diciembre de 2018, luego de surtir el procedimiento de coordinación y concurrencia Nación-Territorio, ordenado por la Corte Constitucional.

Así fue como también a finales de 2018 se aprobó el nuevo esquema de asignación de bloques petroleros, denominado Proceso Permanente de Asignación de Áreas (PPAA), del cual se realizaron dos ciclos en 2019 y se asignaron un total de 26 áreas, una de ellas costa afuera, Gua Off-10, adjudicado a Ecopetrol, que iniciará actividades de sísmica en 2020, con lo cual se abre la prometedora frontera gasífera del mar Caribe, donde también Noble Energy anunció que perforará en el bloque Col-3 el pozo más profundo (20.000 pies) que se haya realizado en el país.

Liga B y otros logros

La ANH también quiere democratizar la inversión en la industria petrolera colombiana y darle cabida a empresas pequeñas, que puedan asumir campos ya asignados pero que actualmente no están en producción, porque no les resultan rentables para las empresas.

El objetivo es lograr una reforma al Acuerdo 2 o Reglamento de Hidrocarburos, para que se bajen las condiciones de entrada a nuevos jugadores y se pueda conformar lo que se ha denominado la ‘liga B’ del sector.

Otros de los logros de la actual administración de la ANH es que, por un lado, junto con la Dirección General Marítima se logró tener la batimetría del mar Caribe colombiano; además el año cerró con 5.000 kilómetros de sísmica 2D, muy superior a los 1.000 kilómetros de sísmica off shore y continental que se tenía previsto realizar. En pozos exploratorios el 2019 termina con 50.

Para el próximo año, las metas de la Agencia son 42 pozos exploratorios, 1.400 kilómetros de sísmica y aumentar la producción de crudo a 900.000 barriles, con lo cual se consolidaría la reactivación del sector de oil and gas en el país y, como concluye el presidente Morelli, “estar de vuelta al negocio”.

Con la vinculación de más del 50% de la nueva flota de TransMilenio (más de 800 buses), la calidad del aire en el sistema mejoró en cerca del 50%. Beneficios responden a combustibles limpios y de mejor calidad, y a la renovación de la flota de buses.

13 de diciembre 2019.   Los usuarios de Transmilenio están respirando un mejor aire en Bogotá. El material particulado conocido como PM 2.5 se redujo en cerca de 50% al interior de los buses y estaciones, gracias a dos factores: la renovación de la flota de buses y la entrega de mejores combustibles.

Así se concluye en un estudio realizado por la Universidad de los Andes, cuya primera fase se ejecutó en dos campañas de medición. La primera se realizó entre el 11 de junio y el 27 de agosto, y la segunda entre el 16 de septiembre y el 14 de noviembre de 2019.

El estudio se llevó a cabo luego de la renovación de cerca del 50% de la flota de buses de las troncales de Transmilenio y demostró que en el interior de los buses los niveles de material particulado y hollín se redujeron en 49% en comparación con los resultados obtenidos en 2015 y 2017.

La investigación se efectuó gracias a una alianza entre Ecopetrol, Transmilenio y las secretarías distritales de Movilidad y de Ambiente, con el objetivo de realizar estudios sobre movilidad sostenible y mejoras en el transporte masivo de pasajeros de Bogotá.

La medición se adelantó para cuantificar el impacto sobre la calidad del aire en el sistema, asociado al proceso de renovación de la flota, y los resultados positivos son atribuidos a tres factores:

1. Los mejores estándares de emisión de los buses nuevos respecto de los buses viejos, pues se retiraron del servicio vehículos con tecnología Euro II y Euro III y se reemplazaron por vehículos con estándar de emisión Euro V y Euro VI.
2. El filtro de partículas exigido para los buses de motor a diésel con estándar de emisión Euro V.
3. La mejora en la calidad del diésel y el uso de gas natural, ambos combustibles entregados por Ecopetrol, para los buses del sistema.

Desde que entró la nueva flota de buses, Ecopetrol ha entregado en promedio 1.100 barriles diarios de combustible de la más alta calidad internacional (diésel de menos de 10 partes por millón de azufre). De igual forma, ha entregado cerca de 32.000 metros cúbicos diarios de gas natural para los buses que usan este combustible.

El presidente de Ecopetrol, Felipe Bayón, aseguró que “nos llena de satisfacción el resultado del estudio realizado por la Universidad de Los Andes, que muestra que el material particulado disminuyó a la mitad con la renovación de la primera parte de la flota de Transmilenio. Hoy podemos decirles a los bogotanos que estamos entregando diésel de la mejor calidad internacional y todo el gas natural que requieren los nuevos buses. Estos combustibles limpios son nuestro aporte para que respiremos un mejor aire en la capital”.

Durante las dos campañas de medición se realizaron 60 monitoreos en 260 buses entre junio y noviembre de 2019; cada medición se realizó durante tres horas, con equipos debidamente certificados, en 12 troncales, 48 estaciones y 9 portales. Adicionalmente, se llevarán a cabo otras dos campañas hasta mediados de 2020 (fase 2), cuando se vincule la totalidad de la flota, para identificar mejoras adicionales en calidad del aire.

Con las Fase I y II de la renovación de flota saldrán de circulación 1.162 buses articulados a diésel, que llevaban más de un millón de kilómetros recorridos cada uno, y entrarán 1.441 buses, en su mayoría biarticulados (67%), de los cuales 741 funcionan con motores a gas natural vehicular, con estándar de emisión Euro VI, y 700 con motores diésel con estándar Euro V con filtro. La salida de buses viejos y llegada de buses nuevos inició en junio de 2019 y se dará de manera escalonada hasta mediados de 2020.

Po su parte, el secretario de Movilidad, Juan Pablo Bocarejo, destacó que “el estudio es el resultado de un trabajo conjunto con el que se quiere construir conocimiento útil para la calidad de vida de los bogotanos. Esto implica que muchos sectores diversos como el energético, el de transporte y de movilidad, el ambiental y el de salud trabajen para que el conocimiento se comparta entre todos y se puedan mejores decisiones para los capitalinos”.

El Subsecretario de Ambiente, Óscar López, resaltó “la importancia de la articulación interinstitucional y la adopción de criterios ambientales ambiciosos en pro de la mejora de la calidad del aire que respiran los ciudadanos, si bien el Sistema Transmilenio es un bajo aportante de emisiones de material particulado, el reducir en esta magnitud los índices de exposición de los usuarios de Transmilenio, junto a la consolidación de una de las flotas de bajas emisiones más grande de Latinoamérica, es un logro indudablemente valioso para la ciudad.”

La gerente de Transmilenio, María Consuelo Araujo, mencionó que “estamos comprometidos con la mejora en la calidad del aire de la ciudad. Proyectos como la renovación de la flota troncal de las Fases I y II con buses Euro VI y Euro V con filtro, TransMicable como la primera troncal eléctrica del Sistema, los 483 buses zonales eléctricos y la integración modal con bicicletas, contribuyen con este propósito al disminuir las emisiones de material particulado en beneficio de los usuarios. Con estos avances Bogotá continúa posicionándose como una ciudad líder a nivel mundial en movilidad sostenible.”

Por su parte, la ministra de Energía, María Fernanda Suárez, señaló que “Colombia se subió a la movilidad sostenible y estamos viendo los primeros resultados. En los temas de calidad del aire, que tanto afectan la salud de los habitantes de las ciudades, hemos dado un salto significativo en la calidad de los combustibles pasando en diésel de 25 a 10 partes por millón de azúfre y en gasolina de 150 a menos de 100, alcanzando de manera anticipada las metas trazadas para el 2025. Además, con la Ley de Movilidad Eléctrica se logró la reducción del precio de este tipo de vehículos gracias a incentivos tributarios y la movilidad a gas reduce en un 96% el material particulado”.

Por el presunto incumplimiento de las medidas cautelares decretadas por el Consejo de Estado respecto de las explotaciones de hidrocarburos de fuentes no convencionales (YNC), la alta corte determinó la suspensión de pozos de gas metano asociados a los mantos de carbón.

13 de diciembre de 2019.   Pese a que en 2014 fue firmado el contrato de exploración y producción del campo La Loma, ubicado en el departamento de Cesar, entre Drummond y la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), y de que el mismo tenía licencia ambiental desde diciembre de 2015, el Consejo de Estado declaró el estado de desacato a lo ordenado en el auto del 8 de noviembre de 2018.

En esta providencia, la Corporación decretó medidas cautelares que suspenden provisionalmente el Decreto 304 de 2013 y la Resolución 90341 de 2014, mediante los cuales el Gobierno Nacional estableció los criterios y procedimientos técnicos para la exploración y producción en YNC.

La perforación de los 15 pozos de producción fue terminada en el tercer trimestre de 2018, es decir, antes de la providencia del Consejo de Estado, por lo que la empresa considera que no estaban cobijados por esa sentencia y continuaron con la explotación.

Hay que anotar que la perforación de los pozos fue vertical con fracturamiento hidráulico; es decir, una técnica convencional que se ha realizado en el país durante más de 50 años, y no corresponde a fracking, la cual se realiza en perforaciones horizontales. No obstante, la providencia señala que “esas actividades debían ejecutarse con observancia de las exigencias de la suspendida Resolución 90341.”

Por su parte, Drummond precisó que la estimulación hidráulica de los pozos finalizó antes de que se produjera la suspensión provisional, y afirmó que los pozos se encuentran en producción, “la que a su vez está regulada en la Resolución 181495 de 2009 y no en las normas suspendidas.”

Por último, en la consulta, la empresa afirmó que debido a las especificidades técnicas de los pozos de gas metano asociado a mantos de carbón, no pueden ser suspendidas y luego reactivadas, pues de accederse a su cierre se causarían daños graves e irreversibles.

En conclusión, Drummond señaló que no realiza fracking y que, en consecuencia, la exploración y explotación del campo La Loma corresponde a la actividad petrolera tradicional o convencional.

En 2019 se firmarán 31 contratos de sísmica, exploración y producción, con lo cual se reactiva la actividad petrolera en Colombia, luego de cinco años que no se firmaron contratos.

5 de diciembre de 2019.   Con los resultados del segundo ciclo del Proceso Permanente de Asignación de Áreas (PPAA), por parte de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), sumados a los 16 contratos ya suscritos en 2019, el año cierra con 31 contratos firmados y compromisos de inversión que superan los 2.713 millones de dólares.

“Este resultado es particularmente satisfactorio durante el primer año de Gobierno del Presidente Iván Duque, y ratifica la confianza de los inversionistas petroleros en la reactivación del sector, empeño de esta Administración para garantizar la autosuficencia energética, mantener el equilibrio cambiario y fiscal, y apoyar la demanda de inversión social en el país«, dijo Luis Miguel Morelli, presidente de la ANH, al cierre de la entrega de contraofertas del segundo ciclo de asignación de áreas.

El 5 de diciembre solo se presentó una contraoferta para este ciclo, por el bloque llanos 124 por parte de Parex Resources, que duplicó la oferta, al pasar de 12 a 24 millones de dólares, en competencia con la Unión Temporal Geopark – Hocol, que presentó la mejor propuesta inicial para el área. Con este resultado, la asignación de los 14 bloques representa compromisos de inversión que superan los 500 millones de dólares.

De acuerdo con Morelli, «el balance de la audiencia de hoy es una excelente noticia para el país. A partir de este momento se asignan 14 de los 15 bloques en disputa, contratos que se celebrarán en los próximos días, y queda un bloque en competencia cuya definición se conocerá el 12 de diciembre, dependiendo de si el proponente inicial mejora la contraoferta recibida. En el segundo ciclo de la subasta del PPAA 2019, hasta el momento, se han generado compromisos de inversión de unos 512 millones de dólares, cifra que podría aumentar si Geopark – Hocol ejerce la opción de mejoramiento a la contraoferta recibida.”

El funcionario señaló que esa inversión irá en un 80 por ciento a exploración y producción y un 20% a actividades de sísmica. Se espera que en los bloques asignados del segundo ciclo en los próximos dos años se perforen 46 pozos exploratorios y uno estratigráfico, se corran 75 kilómetros cuadrados de sísmica 2D y 1.913 kilómetros cuadrados de sísmica 3D.

Adicionalmente, la ANH contrató de manera directa la adquisición de 500 kilómetros cuadrados de sísmica 2D en las cuencas Arjona, Nueva Granada y Catatumbo.

Morelli anunció también que el próximo año de realizarán otros dos ciclo de asignación de áreas para la denominada ‘Liga A’ y que se trabaja en la reforma del Acuerdo 2 de 2017 o reglamento de asignación, para sacar a oferta campos menores descubiertos pero que están inactivos, para dar cabida a empresas de menor tamaño, en lo que se denomina la ‘Liga B’.

Si el Consejo Directivo de la ANH aprueba las reformas el 17 de diciembre y Wood Mackenzie entrega la consultoría sobre las condiciones y mecánica para la oferta de esas áreas, a comienzos de 2020 saldría este ciclo de asignación de áreas.