Categoría: Industria

El Gobierno tiene previsto lanzar antes de fin de año la segunda ronda de licitación para la exploración de petróleo y gas off shore en el mar argentino

12 de julio de 2019.   Luego de adjudicar 18 áreas por 724 millones de dólares en la primera ronda de licitación realizada en mayo, el Gobierno argentino tiene previsto lanzar antes de fin de año la segunda ronda licitatoria para la exploración de hidrocarburos en el Mar Argentino. Serán entre 22 y 24 bloques, principalmente en las cuencas Argentina Norte y Colorado, que quedó fuera de la primera licitación.

“Entre agosto y septiembre vamos a anunciar la próxima ronda de licitación offshore”, dijo el director nacional de Exploración y Producción de la Secretaría de Energía, Gonzalo Aguirre, y agregó que “prevemos que la resolución formal se publicará antes de fin de año”.

La idea central de la nueva ronda es que la licitación para la exploración de petróleo y gas en aguas profundas cuente con mayor información geológica, a partir de los estudios sísmicos realizados y de los pozos exploratorios que se perforaron, explicó el funcionario.

En la segunda ronda podrían licitarse entre 22 y 24 bloques ubicados principalmente en la Cuenca Argentina Norte, frente a las costas de la provincia de Buenos Aires, y en la Cuenca Colorado, que está más cerca de la costa, al sur de las provincias de Buenos Aires y de Río Negro.

En esta última cuenca, que no formó parte de la primera ronda de licitación, “hay más información que en otras cuencas por la actividad que allí se realizó”, enfatizó Aguirre.

Según lo planificado por el gobierno, en los primeros meses de 2020 comenzará el proceso licitatorio y habrá alrededor de seis meses de estudio. Siguiendo este cronograma, a mediados del año que viene se podría realizar la apertura de ofertas de la nueva ronda para las exploración offshore en el Mar Argentino.

Este año, en la primera ronda de licitación, el Ejecutivo adjudicó 18 áreas ubicadas en las cuencas Argentina Norte, Malvinas Oeste y Austral a 13 empresas, entre las que figuran compañías globales y nacionales como YPF, Tecpetrol y Pluspetrol.

Tomado de Econojournal

Luego de cinco años de postración, en el que prácticamente se paralizó la exploración en el sector petrolero, el gobierno del presidente Iván Duque puso en marcha un plan para reactivar la industria.

12 de julio de 2019.   Diego Mesa Puyo, viceministro de Energía de Colombia presentó la estrategia del gobierno colombiano para reactivar el sector de hidrocarburos en el país, frente a un panorama de autosuficiencia de solo 9,7 años en gas y 5,7 años en petróleo.

Unas medidas generales están contempladas en la Ley de Financiamiento, donde se priorizó a las industrias intensivas en el uso de capital, como lo es la industria petrolera, a las que se les hará una reducción gradual al impuesto de renta corporativa, del 33 al 30 por ciento en el cuatrienio. También se incluyeron medidas para que el IVA a los bienes de capital sea ciento por ciento descontable del impuesto de renta, y además se reducirán en 50 por ciento otros tributos menores, como el gravamen a los movimientos financieros y el ICA.

Centrados concretamente en el sector, el Viceministro señala que el Gobierno tiene un plan de reactivación del sector de hidrocarburos muy concreto, dividido en cuatro ejes.

El primero es la reactivación de las áreas continentales. “Ahí lanzamos el Proceso Permanente de Asignación de Áreas (PPAA). Hoy tenemos once contratos firmados en julio, después de cinco años que no se había firmado ninguno, lo que se había reflejado en menor sísmica, menor actividad exploratoria y en menores pozos”, señala Mesa.

El segundo eje es la reactivación de las cuencas costa fuera (off shore). “Ahí ya hemos firmado cinco contratos, hemos convertido cinco TEAs en contratos de Exploración y Producción, con empresas de renombre internacional, como Shell, Exxon Mobil, Repsol, Ecopetrol y una nueva que es Noble Energy, reconocido por haber desarrollado con éxito toda la costa israelí”, dice el Viceministro.

El tercer ángulo es promover el recobro mejorado. “Ahí tenemos una gran oportunidad: un incremento de uno por ciento en recobro mejorado nos daría 500 millones de barriles adicionales de reservas. En este segmento también tenemos incentivos tributarios para impulsar esa técnica”, agrega.

Finalmente, están los yacimientos no convencionales (YNC), “donde convocamos una comisión de expertos, estamos tomando las medidas necesarias, pero tenemos que ser cuidadosos, porque está suspendida temporalmente la regulación técnica por el Consejo de Estado, pero esa sería una gran apuesta, donde podemos aumentar significativamente las reservas de gas y petróleo.”

“Cuando vemos los números en el sector, frente a las medidas tomadas, vemos un incremento de la inversión en el sector del 83% en el primer trimestre de 2019, comparado con el primer trimestres de 2018, y en cantidad de dinero es el sector que más creció en la Inversión Extranjera Directa (IED), más los contratos que se están firmando, que en el tema de costa afuera representan inversiones de cerca de 1.500 millones de dólares que se suman a los cerca de 400 millones de dólares en los once contratos del PPAA. Vamos a ver una reactivación muy fuerte este año y el próximo año, cuando comiencen las campañas exploratorias”, concluyó el Viceministro.

La Autoridad Nacional de Licencias Ambientales informó a Ecopetrol el 3 de julio de 2019 la suspensión provisional del trámite administrativo de evaluación de la licencia ambiental para el área de perforación exploratoria Guane – A, radicado el 21 de marzo de 2018.

12 de julio de 2019.   La Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) señaló en un comunicado de prensa que no continuará el proceso de evaluación de la solicitud de licencia ambiental para el área de perforación exploratoria Guane –A, cuyo titular es la estatal Ecopetrol.

La razón que expresa la Autoridad para cancelar el trámite es el pronunciamiento del Consejo de Estado, que tienen suspendidas las normas relacionadas con los yacimientos no convencionales.

“El trámite que inició el 21 de marzo de 2018 no ha avanzado hasta la etapa de visita, uno de los pasos que contempla el proceso de licenciamiento ambiental. En este sentido la ANLA no se ha pronunciado de fondo sobre la viabilidad ambiental del proyecto” señala.

La entidad resalta que “a la fecha el Gobierno Nacional se encuentra estudiando a través de mesas de trabajo interinstitucionales el documento de la Comisión de Expertos, para efectos de definir claramente qué se entiende por un “Proyecto Piloto de Investigación”; por lo tanto, es erróneo decir que el proyecto en mención es un Proyecto Piloto.”

Hay que señalar que además de la suspensión de la suspensión temporal de la normatividad vigente sobre yacimientos no convencionales, el Consejo de Estado ordenó una nueva comisión de expertos, esta vez en cabeza de la Universidad Nacional de Colombia.  

No obstante, el Gobierno Nacional continúa en el proceso de implementación de las condiciones recomendadas por el panel de expertos para garantizar la integridad y protección de los recursos naturales, y el ajuste institucional que permita prevenir, controlar, compensar y mitigar los impactos ambientales y sociales asociados a los proyectos piloto integrales de investigación en yacimientos no convencionales (YNC).

Por su parte, Ecopetrol señaló que el trámite de la licencia se encontraba en espera de iniciar el proceso de evaluación, “por lo cual el pronunciamiento no representa un análisis de la autoridad sobre el contenido ni calidad del estudio ambiental. Este anuncio de la autoridad ambiental no representa una negación de la solicitud de licencia que realizó la empresa.”

La empresa agregó que “Ecopetrol seguirá avanzando en la realización de actividades que fortalezcan y legitimen nuestro relacionamiento con comunidades y actores locales, que promuevan la participación y veeduría ciudadana, la transparencia en la información y en la identificación de beneficios derivados de la posibilidad de hacer unos proyectos piloto de investigación integral, de acuerdo con las recomendaciones de la Comisión  de Expertos, en busca del crecimiento y el desarrollo sostenible  del país.”

La filial de Ecopetrol se hizo a cuatro bloques de los once que fueron adjudicados en la primer Proceso Permanente de Asignación de Áreas.

11 de julio de 2019.   Como resultado del Proceso Permanente de Asignación de Áreas (PPAA) 2019; el 11 de julio Hocol, filial de Ecopetrol, suscribió con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) el contrato de E&P COR 9, (100% Hocol), el cual está ubicado en el Valle Superior del Magdalena, y a través del representante de la Unión Temporal Hocol – GeoPark, suscribió los contratos para Llanos 86, Llanos 87, Llanos 104 (50% Hocol / 50% y operador GeoPark), ubicados en los Llanos Orientales.

En el bloque COR 9, Hocol se comprometió a invertir USD$16 millones para la adquisición de 80 km2 de sísmica 3D y la perforación de un pozo exploratorio, durante la primera fase del contrato. Este contrato tiene una extensión de 126.61 km2 , y está localizado en jurisdicción de los municipios de Carmen de Apicalá, Cunday, Purificación, Saldaña y Suárez, en el departamento de Tolima. El área del bloque está adyacente al Campo Espinal, una de las operaciones que la empresa tiene en este departamento, donde tiene una producción de 4.700 boepd.

En cuanto a los bloques adjudicados Llanos 86, Llanos 87 y Llanos 104, Hocol y Geopark se comprometieron a invertir entre USD 80 y 110 millones en los próximos tres años para la adquisición de 550 km2 3D de sísmica y la perforación de seis pozos de exploración durante la primera fase de los contratos.

Estos tres bloques tienen una extensión de 2.752 km2 , y están localizados en jurisdicción de los municipios Puerto Gaitán y Puerto López, en el departamento del Meta, así como Maní, Monterrey, Tauramena y Villanueva, en el departamento de Casanare. Las áreas contratadas son aledañas al bloque Llanos 34, operado por GeoPark desde el 2012, que registra una producción promedio de 70.200 boepd.

“Este Proceso Permanente de Asignación de Áreas ha sido un éxito. Se evidencia la reactivación de la industria del petróleo y gas; y para Hocol, esto representa un gran hito. Adquirir estos cuatro bloques afianza nuestra estrategia de crecimiento, consolida nuestro portafolio y así mismo apalanca la estrategia del Grupo Ecopetrol. Igualmente, celebramos nuestra asociación con GeoPark, una de las compañías líderes de E&P en Latinoamérica”, afirmó Rafael Guzmán, presidente de Hocol.

Durante las pruebas iniciales se produjeron 2.397 barriles acumulados de petróleo. Es el segundo hallazgo en esa zona donde en 2017 se realizó el descubrimiento Boranda-1.

8 de julio de 2019.   Ecopetrol, la estatal petrolera colombiana, informó que en el pozo Boranda-2 ST localizado en Rionegro (departamento de Santander), descubrió la presencia de crudo en las arenitas basales del Ecoceno.

El pozo fue perforado desde la misma plataforma del pozo descubridor Boranda-1 (hallazgo reportado en 2017 en el bloque Playón, hoy denominado Boranda), a una distancia de 1.200 metros al sureste.

Durante las pruebas iniciales, el pozo produjo 2.397 barriles de petróleo acumulados y registró una producción promedio diaria de 960 barriles, con un corte de agua menor al 2%. La profundidad final alcanzada fue de 13.932 pies, y confirmó el hallazgo de crudo mediano de 23º API.

La unidad productora en Boranda-2 ST se considera como un cuerpo independiente al encontrado en el pozo productor Boranda-1, y se encuentra aproximadamente 1.000 pies más profunda. Ecopetrol posee el 50% de la participación en el bloque y el otro 50% es propiedad de Parex que es el operador.

La cercanía a las estaciones receptoras de crudo Payoa, Provincia y a la refinería de Barrancabermeja, le generan una ventaja competitiva y operativa a este bloque, cuyos hallazgos confirman su prospectividad.

“Este hallazgo hace parte de la estrategia de incremento de reservas de Ecopetrol, que incluye como uno de sus focos explorar zonas cercanas a campos de producción. En este caso, los pozos Boranda se encuentran en la franja productora de los campos Pavas-Cáchira al noreste y Aullador y Cristalina al suroeste”, sostuvo Alberto Consuegra, vicepresidente Ejecutivo de Ecopetrol.

Al menos 500 mil usuarios del nororiente del país podrían ver incrementadas las tarifas de gas en los próximos meses. Comunidades han retenido maquinaria y equipos necesarios para atención de nuevas emergencias.

29 de junio de 2019.   Ecopetrol, la estatal petrolera colombiana, denunció que debido a bloqueos que ya superan 60 días, no ha podido completar reparaciones del oleoducto Caño Limón-Coveñas en los departamentos de Arauca y Boyacá, como tampoco normalizar la producción de gas en la planta de Gibraltar localizada en Norte de Santander. Dichos bloqueos se registran en 14 puntos de los tres departamentos.

Ecopetrol señaló que “en la medida que pase más tiempo se corre el riesgo de una mayor afectación ambiental, del encarecimiento del servicio de gas natural para cerca de 500 mil usuarios, así como la suspensión de contratos laborales para el personal que trabaja en las operaciones.”

La situación más crítica se registra en la vereda Pueblo Nuevo (Boyacá) donde el oleoducto fue afectado por la creciente del río Cobaría. En ese punto miembros de la comunidad mantienen retenida maquinaria y elementos de trabajo para la atención de nuevas emergencias.

Personal contratado para realizar limpieza de suelos y capa vegetal que fueron afectados por derrames de crudo como consecuencia de atentados, también ha paralizado labores, situación que genera un riesgo de mayor afectación ambiental en la zona.

Entre tanto, otro personal de esa zona impide las reparaciones en dos puntos del oleoducto afectados por atentado terrorista en la vereda Las Bancas, municipio de Arauquita, Arauca. El bloqueo que se registra en la Planta de Gas Gibraltar desde el pasado 10 de junio no permite la producción de gas para más de diez municipios de Santander y Norte de Santander, evento que repercutirá en la economía de más de 500 mil usuarios quienes se podrían afectar por un incremento en la tarifa al recibir el combustible de otra región del país.

Adicionalmente se impide el ingreso de la planta Banadía en Saravena (Arauca). De persistir los bloqueos, las empresas contratistas deberán suspender unos 154 contratos de las personas de la comunidad que participan en las labores de limpieza, al incumplir con las funciones pactadas.

Para la Empresa “estas acciones de hecho son injustificadas teniendo en cuenta que Ecopetrol y sus contratistas vienen actuando en cumplimiento de la Ley y de sus políticas de responsabilidad corporativa. También recuerda que Ecopetrol y Cenit, su filial de transporte, continuarán su esfuerzo para lograr soluciones viables y sostenibles que beneficien a las comunidades de su área de influencia.”

“Ecopetrol condena una vez más todos estos hechos generadores de violencia, haciendo un llamado a las comunidades para que desistan de las acciones de hecho y utilicen el mecanismo del diálogo para lograr resolver las situaciones de conflicto que se registran en los departamentos involucrados”, señaló la empresa.

El Proceso Permanente de Asignación de Áreas cerró con éxito su primera subasta y a partir de julio la ANH comenzará a firmar contratos.

29 de junio de 2019.   Luego de cinco años que no se adjudicaron bloques petroleros en Colombia, desde el 4 de julio la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) comenzará a firmar once contratos para explorar y producir hidrocarburos en el país.

Bajo el nuevo mecanismo, denominado Proceso Permanente de Asignación de Áreas (PPAA), la entidad estatal que administra el recurso hidrocarburífero en Colombia logró reactivar la actividad exploratoria en el país, luego de que estuvo paralizada durante un lustro.

La ANH sacó a oferta 20 áreas para las cuales hubo 19 ofertas para once bloques, con lo cual se alcanzó una histórica tasa de éxito de colocación de 55 %. El pasado 26 de junio se realizó la audiencia de contraofertas, pero solo se presentó una para el área del Valle Inferior del Magdalena 22 por parte de Frontera Energy Colombia.

Pero mientras se define si Geopark Colombia ejerce su derecho a presentar cotraoferta por el bloque, dado que fue la que en la etapa inicial presentó la mejor oferta, la ANH comenzará a firmar el resto de los 10 contratos, que quedaron adjudicados así:

1. Guajira Off Shore 10, Ecopetrol
2. Llanos 85, Gran Tierra Energy Colombia
3. Llanos 86, Unión Temporal Hocol – Geopark Colombia
4. Llanos 87, Unión Temporal Hocol – Geopark Colombia
5. Llanos 94, Parex Resources Colombia
6. Llanos 99, Frontera Energy Colombia
7. Llanos 104, Unión Temporal Hocol – Geopark Colombia
8. Valle Medio del Magdalena 24, Gran Tierra Energy
9. Cordillera 9, Hocol
10. Valle Superior del Magdalena 25, Parex Resources Colombia

Áreas por solicitud de los interesados

Cabe señalar que al PPAA fueron habilitadas 22 compañías, las cuales tienen una segunda oportunidad este año de hacerse a un bloque mediante la postulación de áreas a solicitud de los interesados.

Este proceso comienza el 16 de agosto con el depósito, validación y publicación de la lista preliminar de selección de propuestas. El 20 de septiembre se realizaría la audiencia de contraofertas y el 26 del mismo mes la ANH publicará la lista definitiva de elegibilidad.

Así, comienza una nueva etapa exploratoria de la industria petrolera colombiana, luego de cinco años de parálisis.   

Ecopetrol S.A. (BVC: ECOPETROL; NYSE: EC) informa que la agencia calificadora de riesgos Standard & Poor’s (S&P) subió a grado de inversión la calificación de crédito individual (Stand-Alone Credit Profile), la cual pasó de BB+ a BBB-.

28 de junio de 2019.   El aumento de la calificación de crédito individual es un reconocimiento a la continuidad en el sólido desempeño operativo de la Empresa durante 2018, alcanzado a través del aumento en la producción, la mayor carga a las refinerías, las eficiencias operativas alcanzadas y los mejores precios de crudo versus 2017.

En el comunicado, S&P destacó los buenos niveles de liquidez, así como el fortalecimiento de las métricas crediticias. La calificadora considera que la compañía tiene suficiente flexibilidad para ejecutar su plan de inversiones y pagar dividendos sin debilitar dichas métricas.

Ecopetrol es la compañía más grande de Colombia y es una empresa integrada en la cadena del petróleo, ubicada entre las 50 petroleras más grandes del mundo y entre las cuatro principales en Latinoamérica.

Además de Colombia, donde genera más del 60% de la producción nacional, tiene presencia en actividades de exploración y producción en Brasil, Perú, y Estados Unidos (Golfo de México).

Ecopetrol cuenta con la mayor refinería de Colombia (Reficar), la mayor parte de la red de oleoductos y poliductos del país y está incrementando significativamente su participación en biocombustibles.

El reconocimiento se llevó a cabo en París, durante la apertura de la Conferencia Global de EITI que reunió a más de 2.000 representantes de la industria extractiva mundial.

18 de junio de 2019.   La Secretaría Internacional de la iniciativa que promueve la transparencia en el manejo de la información en el sector minero-energético entregó el ‘Premio EITI’ a Colombia por sus avances en sistematización, automatización, recolección y difusión de datos públicos y por ser el primer país de América en conseguir una calificación de “progreso satisfactorio” dentro del estándar, el más alto logrado por países de la región.

La Iniciativa de Transparencia de las Industrias Extractivas (EITI) es un Estándar mundial que promueve la gestión abierta y responsable de los recursos del petróleo, gas y minerales, el cual se refleja en el fortalecimiento de la gobernanza del sector extractivo.

Este premio, otorgado en el marco de la apertura de su Conferencia Global en París, reconoce el mejoramiento en índices de gobernanza, esfuerzos en responder a temas prioritarios y complejos en los informes EITI y la gestión eficaz de la información del sector a la ciudadanía.

La sistematización y automatización que se utilizan para recolectar y publicar datos reales sobre el comportamiento del sector en los informes EITI fue decisiva para el reconocimiento. Uno de los avances que se destaca es que este año, el Estándar, la Agencia Nacional de Minería (ANM) y la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) empezaron a trabajar en servicios web y sistemas de integración de datos para que la información en dichos informes se actualice en tiempo real.

De acuerdo con Francisco París, director para Latinoamérica y el Caribe de EITI, la iniciativa quiso reconocer la labor del país mediante este galardón por el notorio compromiso, el empuje a la buena gobernanza y el rápido cumplimiento y adaptación a los requisitos del estándar. “El progreso de Colombia es pionero de la región y buena práctica en el mundo”, señaló París.

Por su lado, la Viceministra de Minas, Carolina Rojas Hayes, destacó que “el país también está sumando esfuerzos para profundizar en temas territoriales para encontrar la manera de llevar información más detallada a las comunidades y como una manifestación para alentar y asistir el proceso de la Ley de Coordinación y Concurrencia que actualmente se está estudiando al interior del Gobierno Nacional”.

El Premio EITI se entrega anualmente. Entre los países que han sido premiados en versiones anteriores están: República Democrática del Congo, Ghana, Mongolia, Filipinas, Nigeria, Togo, Mongolia, Liberia, Azerbaiyán y Kazajstán.

Colombia, nuevo representante de Latinoamérica y Caribe en EITI

Al “Premio EITI” se sumó el nombramiento de Colombia como nuevo representante y vocero oficial de Latinoamérica y Caribe ante el Consejo Internacional de la iniciativa. La viceministra de Minas y líder oficial de EITIColombia, Carolina Rojas Hayes, asumirá la representación regional.

La viceministra Rojas será la encargada de trabajar y comunicar los avances e inquietudes de los 11 países de la región que forman parte de la iniciativa, ante el organismo mundial. La funcionaria participará en las juntas a las que sea convocada para tomar decisiones relacionadas con la participación, el progreso y la aceptación de los países en el Estándar.  

Los países miembros de EITI en Latinoamérica y Caribe son: Perú, República Dominicana, México, Ecuador, Argentina, Guyana, Guatemala, Trinidad y Tobago, Honduras, Surinam y Colombia.

Sobre EITI

La Iniciativa de Transparencia de las Industrias Extractivas (EITI) es un Estándar mundial que promueve la gestión abierta y responsable de los recursos del petróleo, gas y minerales, el cual se refleja en el fortalecimiento de la gobernanza del sector extractivo.

El Estándar nació en 2002, durante la Cumbre Mundial para el Desarrollo Sostenible en Johannesburgo, Sudáfrica. A la fecha 52 países se han adherido voluntariamente a la iniciativa.

Para más información sobre EITI consultar http://www.eiticolombia.gov.co.

La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) dio a conocer las propuestas iniciales de las siete compañías individuales y un consorcio para hacerse con 11 áreas en el primer corte del Proceso Permanente de Asignación de Áreas (PPAA) de 2019.

14 de junio de 2019.   Luego del proceso de validación de ofertas realizado por la firma Gestión y Auditoría Especializada S.A.S., auditora independiente, la ANH dio a conocer la lista de mejor propuesta inicial para las 11 áreas que se mantienen en disputa en el primer corte (subasta) del Proceso Permanente de Asignación de Áreas (PPAA) de 2019.  

De acuerdo con Luis Miguel Morelli, presidente de la ANH, «con la publicación de las propuestas iniciales para las 11 áreas que permanecen en competencia, continúa en firme la puja por los primeros bloques que asignará el país en los últimos cinco años. El segundo round de esta puja continuará el próximo 26 de junio, cuando se cumpla la Audiencia de Contraofertas. Ese día cualquiera de los 22 inversionistas habilitados tendrá la posibilidad de mejorar la propuesta inicial de cualquiera de las 11 áreas que sean de su interés. Como presidente de la ANH, pero sobre todo como colombiano, espero una nutrida participación de contraofertas, pues con cada propuesta recibida crece la inversión y se beneficia el país en su conjunto«.

Un hecho para destacar dentro del nuevo PPAA, que lanzó en febrero pasado la ANH, es la posibilidad que tienen los inversionistas de proponer áreas que sean de su interés y que no hayan sido ofrecidas por la Agencia.

«Entre los 22 inversionistas habilitados para el primer corte del PPAA, la ANH recibió 38 solicitudes de incorporación de áreas. Estas áreas propuestas serán estudiadas por la Agencia, y aquellas que cumplan serán incorporadas al mapa de tierras como áreas disponibles y podrán hacer parte de los bloques que se ofrezcan en los cortes (subastas) previstos para el resto de 2019. Estas áreas serán publicadas durante el mes de agosto«, señaló Luis Miguel Morelli, presidente de la ANH.

Lista de mejores propuestas válidas

1. Guajira Off Shore 10, Ecopetrol
2. Llanos 85, Gran Tierra Energy Colombia
3. Llanos 86, Unión Temporal Hocol – Geopark Colombia
4. Llanos 87, Unión Temporal Hocol – Geopark Colombia
5. Llanos 94, Parex Resources Colombia
6. Llanos 99, Frontera Energy Colombia
7. Llanos 104, Unión Temporal Hocol – Geopark Colombia
8. Valle Inferior del Magdalena 22, Geopark Colombia
9. Valle Medio del Magdalena 24, Gran Tierra Energy
10. Cordillera 9, Hocol
11. Valle Superior del Magdalena 25, Parex Resources Colombia  

Audiencia de contraofertas

Las contraofertas recibidas el próximo 26 de junio serán validadas por la firma Gestión y Auditoría Especializada S.A.S., y el 8 de julio la ANH publicará la lista definitiva de contraoferta más favorable para las áreas que recibieron propuesta. El 9 de julio, únicamente los proponentes iniciales de cada área en disputa podrán ejercer la opción de mejoramiento de la respectiva contraoferta.

Finalmente, el 16 de julio, previa validación de la auditoría independiente, la ANH publicará mediante acto administrativo la adjudicación de las 11 áreas en competencia a la mejor oferta alcanzada para cada una de ellas. A partir del 17 de julio se realizará la suscripción de los nuevos contratos.