La Agencia Nacional de Hidrocarburos planea publicar en un mes borrador del reglamento con los requisitos para participar en esta subasta. Se ofrecerían, en principio, tres bloques.
El plan de reestructuración del mecanismo para realizar las subastas de bloques petroleros en el país está en pleno desarrollo, y la autoridad encargada, la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, le apunta a ver los frutos de este proceso en diciembre de este año.
Portafolio pudo confirmar que la ANH planea realizar en diciembre de este año una minirronda petrolera, en la que ofertará tres bloques, que aún no se han definido.
Desde principios de este año el presidente de la Agencia, Mauricio De La Mora, informó que la idea era que el proceso competitivo de bloques petroleros se hiciera con menos áreas para subastar y mayor frecuencia.
“Colombia no se puede dar el lujo de mantener esa dinámica de rondas cada dos años, necesitamos un esquema permanente de inversión, y lo que estamos haciendo es mejorando toda la parte de geología y geofísica para ofrecer bloques de calidad que nos permitan incentivar tanto exploración como explotación”, explicó el presidente de la ANH, Mauricio De La Mora.
Según reveló el funcionario en el panel inaugural del Congreso Crudos Pesados en América Latina, organizado por Campetrol, la idea es que en un mes esté listo el borrador para el reglamento de las rondas directas, para comentarios.
“Todo lo que estamos haciendo en este instante tiene que aguantar tribunal, es decir, necesitamos hacer legislaciones fuertes, poderosas, que aguanten cualquier tipo de demanda o proceso judicial. Estamos trabajando al interior de la Agencia toda la parte legal, con los abogados asesores, para poder darle la vuelta al Acuerdo 04 del 2012 (que define los criterios de asignación de áreas), que es el que nos va a permitir tener esa dinámica de entregar áreas permanentes”, explicó De La Mora.
Desde su creación, la Agencia Nacional de Hidrocarburos ha realizado cinco rondas petroleras y dos minirrondas, desde el 2007 hasta el 2014.
En total, en estos procesos se han firmado 221 contratos para exploración y producción y evaluación técnica, con compromisos de inversión por 7.337 millones de dólares, de los cuáles solo se han ejecutado 1.418 millones de dólares, es decir, menos del 20 por ciento de los compromisos, según los datos de Campetrol.
En procesos de contratación directa, se han firmado 145 contratos de exploración y producción, y 14 de evaluación técnica, que suman compromisos de 3.129 millones de dólares, de los cuales se han ejecutado 2.107 millones de dólares.
Es decir, que la tasa de cumplimiento en los contratos de asignación directa es mayor.
Los atrasos en la inversión se han dado por cuenta de problemas operativos, en su mayoría, como conflictos con las comunidades y demoras en los trámites de licencias ambientales.
Con los acuerdos 02 y 03, que permiten aplazar compromisos de inversión, la ejecución de estos recursos podría retrasarse aún más.
De acuerdo con las cifras presentadas ayer por el ministro (e) de Minas y Energía, Carlos Eraso Calero, las empresas aumentaron sus solicitudes para acogerse a las medidas de flexibilización de los términos de los contratos para exploración y producción de petróleo.
En total se han hecho 158 solicitudes, de las cuales la mayoría (el 81 por ciento) son peticiones de extensión de los contratos para exploración, de los plazos para declarar comercialidad y finalizar las fases de evaluación técnica. Solo una solicitó extensión de compromisos para contratos costa afuera.
De estas solicitudes, aún no se sabe cuántas podrán ser aprobadas, pues la Agencia tiene que revisar si las empresas solicitantes cumplen con las condiciones fijadas por la norma.
Como parte de las medidas para facilitar las operaciones de las empresas petroleras, la ANH ya aprobó y publicó en su página web los términos del Acuerdo 04.
Con esta nueva norma, las empresas que tengan contratos de evaluación técnica podrán acreditar algunas de las actividades realizadas como parte de la primera fase del contrato de exploración y producción de hidrocarburos, sin necesidad de cambiar el contrato.
Esto ahorra, para las petroleras que cumplan con los requisitos, un paso en la actividad exploratoria.
