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miércoles, 6 de febrero de 2019

Primeros contratos de exploración petrolera en casi cinco años

Tras casi cuatro años y medio sin que el Gobierno adjudique bloques para la exploración y producción de petróleo y gas, la reactivación de la firma de nuevos contratos iniciará por nueve áreas en el mar, en las que empresas de primer nivel adelantan desde hace varios años actividades de evaluación.

Luis Miguel Morelli, presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), reveló que esto aplicará a contratos con firmas como Repsol, Anadarko, ExxonMobil, Shell y Ecopetrol. Esto se complementa con la definición de los criterios del nuevo proceso de asignación permanente de áreas, que va en dos vías.


¿Qué cambió en el mapa de áreas?

La forma como vamos a darle el vuelco y reactivar la exploración, luego de casi cinco años sin firmar contratos. En el consejo directivo del 1.° de febrero se presentaron los nuevos términos de referencia del Proceso Permanente de Asignación de Áreas (PPAA) y se inicia la etapa de habilitación hacia el 15 de febrero.

Se abren las dos vías: una, para que los inversionistas propongan áreas y si se aceptan, se incorporan para que presenten propuestas económicas. Y la otra es la de las 20 áreas que propone la ANH, bloques que se sometieron a la coordinación y concurrencia Nación-Territorio, ordenado por la Corte Constitucional, a finales del 2018.

¿Qué información hay de las 20 áreas?

Son polígonos con ficha técnica social y ambiental, de planes de ordenamiento territorial y también información de sísmica de empresas que hayan estado.

Una vez adjudicados, la actividad será más fluida y transparente. Esperamos suscribir estos contratos en junio o julio.

¿Y para las nuevas áreas disponibles?

Cualquier empresa podrá pedir cierta extensión, una parte alargada o un cuadro, en un polígono que ellos escogen. Hay unas áreas con alguna restricción ambiental que habrá que revisar en detalle antes de ofrecerlas.

Otras son áreas devueltas y estamos revisando para ver si hay información adicional. Una vez revisadas, pasarán a ser disponibles para contratación.

¿Qué criterios tienen?

Las empresas previamente habilitadas podrán hacer la solicitud de incorporación para evaluación de la ANH. Para áreas continentales maduras y emergentes, el polígono que propongan será de máximo 60.000 hectáreas y para costa afuera, de máximo 600.000 hectáreas. Para las áreas frontera, donde no hay información de pozos ni de sísmica, quedó en 200.000 hectáreas.

Otro criterio es la forma como se define el polígono, buscando evitar que queden retazos en el mapa de áreas, de aquí a 10 años y que tengamos pequeñas porciones donde nadie se mete. Se trata de que encajen las piezas.


Entonces deben ser contiguos a áreas reservadas o asignadas. Se busca que lo que quede no bloquee un posible interés futuro de otro. Tampoco se podrán pedir dos áreas contiguas y se debe dejar un área mínima entre áreas.

¿Se mantiene el esquema de competencia y puja?

Si hay tres o cuatro propuestas, no importa el orden de llegada. Sobre la mejor propuesta es que se ejerce el derecho a réplica por parte de quien hizo la primera oferta.

¿Los contratos de evaluación técnica funcionarán igual?

Sí. Y luego de un tiempo se convierte en contrato de exploración y producción.
Hay otro punto. Nosotros sabemos las limitaciones de reservas y lo primero es reactivar la exploración con este nuevo sistema, pero también hay una victoria temprana que es la celebración de contratos de exploración y producción costa afuera.

¿Y qué pasó con la minuta ‘offshore’?

En la sesión del 1.° de febrero se aprobaron las modificaciones a la minuta de contrato de exploración y producción y ajustes en el Acuerdo 02 del 2017.

Los talleres de socialización con las empresas ya se cumplieron. Una vez se surta la aprobación definitiva esperamos celebrar lo más pronto posible (febrero idealmente) nueve contratos de exploración y producción costa afuera, para marcar un hito, luego de cuatro años y medio sin adjudicar contratos.

¿Qué tipo de contratos son?

Son conversiones de contratos TEA (evaluación técnica) a exploración y producción.

¿Esto reactiva la delimitación de la provincia gasífera anunciada en el 2017?

Exactamente, se activa con la minuta. Pero los nueve contratos costa afuera abren una nueva línea para exploración y producción en Colombia.

Ómar G. Ahumada Rojas
Subeditor de Economía y Negocios


CRÉDITOS PARA:  www.eltiempo.com





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