El ministro de Minas dijo que los pilotos de fracking podrían iniciar perforación en el tercer trimestre del otro año
Ana María Sánchez – amsanchez@larepublica.com.co
El sector petrolero y de gas ha sido uno de los más afectados durante la crisis económica, no solo por el virus, sino también por la contracción en la demanda de hidrocarburos que se dio por la falta de acuerdos en la Opep+.
Por esto, el Gobierno, a través del Ministerio de Minas y Energía creó estrategias para incentivar la industria y jalonar recursos que mantengan las cuentas nacionales. Diego Mesa, jefe de la cartera, aseguró en Inside LR que para seguir dinamizando el sector se realizará una cuarta subasta petrolera en 2021 y que de la actual se harán adjudicaciones antes de terminar el año.
¿En cuánto estiman que cierre la producción de petróleo y gas en este año?
El pronóstico para fin de año es que la demanda caiga 10% a nivel global. En Colombia reaccionamos de inmediato, lo que hizo que inversiones que estaban previstas se postergaran, pero no se cancelaran. Ya estamos por encima de 750.000 barriles en septiembre, a final de año nos vamos a acercar a 800.000 barriles día, y no sería un resultado insatisfactorio dado el efecto de la pandemia.
¿Esperan que el otro año Ecopetrol pueda dar dividendos a la Nación?
Ecopetrol es de las empresas que mejor se ha adaptado frente a la crisis. Esperamos que pueda repartir dividendos el próximo año. Todavía es prematuro pensar el monto, pero creemos que, dada la senda positiva y la forma admirable como se sorteó la pandemia, sí deberíamos ver dividendos.
¿Con la regulación lista para iniciar con los pilotos de fracking, estos podrían desarrollarse en 2021?
Ese es el objetivo que tenemos. Toda la normativa ha sido ya expedida y ya estamos esperando las propuestas. Con esto esperamos poder firmar los contratos de aquí a noviembre para que las empresas puedan arrancar con sus estudios de impacto ambiental. Creemos que eso se puede dar en 2021 para arrancar con la perforación y lo que tenemos como premisa es evaluar los pilotos antes de que se acabe este Gobierno.
¿Es decir que la perforación podría empezar en 2021?
Sí, creemos que la perforación puede darse a final del último trimestre de 2021 o sobre el primer semestre de 2022.
¿Cuánto se espera recibir en inversiones e impuestos de darse las perforaciones?
Hablar de regalías e impuestos en esta etapa es prematuro, sin embargo, lo que hemos visto en estudios anteriores es que desarrollar los yacimientos no convencionales (YNC) tanto en la Cuenca del Valle medio del Magdalena, como en la de Cesar Ranchería, podría incrementar las reservas en el caso del crudo hasta en 22 años, y en el caso del gas, que las tenemos en ocho años, podría incrementarse hasta en 35 y 50 años. Eso, además de una posible producción que se podría incrementar en 50%, es decir, 450.000 barriles más.
¿Cuál es la postura del Ministerio, frente al concepto de la Procuraduría que dijo que el fracking no era compatible con desarrollo sostenible?
El concepto de la Procuraduría es dentro del proceso de evaluación de normatividad de 2013 y 2014, que no tiene que ver con los pilotos, adicionalmente el procurador fue muy claro y dijo que se estaba refiriendo a esa normatividad y no a la técnica de extracción, lo que estamos haciendo es acatar las recomendaciones del comité de expertos y que además el Consejo de Estado ha dicho que autorizaba al Gobierno adelantar los proyectos de investigación.
LOS CONTRASTES
Carlos Leal
Presidente de la Junta Directiva de Acipet
“Es muy importante que los proyectos de fracking se hagan en la brevedad posible para poder tener tiempo de hacer las evaluaciones que permitan definir la viabilidad”
¿Cuándo se prevé hacer las inversiones en ‘offshore’?
Esa es una de nuestras grandes apuestas cuando decidimos una política de reactivación del sector. En lo que va de Gobierno se han suscrito seis contratos ‘offshore’ y ahí tenemos empresas como Exxon Mobil, Shell, Repsol y Ecopetrol y las primeras campañas exploratorias arrancarán en el primer semestre de 2021, las que están más avanzadas son los bloquees que tiene Shell, y las inversiones que se han comprometido, solo en la fase exploratoria, ascienden a US$2.000 millones.
¿En cuánto se podría aumentar la producción con la tercera subasta petrolera?
Para este proceso que va en etapa final recibimos de dos empresas intenciones de invertir en cuatro bloques, y están habilitadas 16 firmas para hacer una contraoferta. El monto de inversiones dependerá de la contraoferta que hagan las habilitadas y esperamos cerrar ese proceso en noviembre. Tenemos cuatro bloques que serán adjudicados y esperamos tener inversiones similares a las de los procesos exploratorios continentales, que están en cerca de US$950 millones. Hay que esperar a que se surta la etapa de la contraoferta para cerrar y firmar los contratos, pero esperamos poder tener buenas noticias a final de noviembre. Esto nos da un mayor incentivo para empezar con el cuarto ciclo de subastas en 2021.
¿Cuándo serían las adjudicaciones de la subasta?
El tercer ciclo que está en la recta final realizó el 30 de octubre la audiencia pública de ese proceso. Las áreas están ubicadas en el Valle inferior y medio del Magdalena y en Llanos, y esperamos que el 17 de noviembre se reciban las contraofertas para cerrar contratos el 30 de noviembre, con eso adjudicaríamos los bloques y las firmas que se harían antes de mediados de diciembre.
¿Cuáles son las metas en formalización minera?
Queremos llevar 27.000 mineros hacia la legalidad. Llevamos 12.000 mineros en tránsito y creemos que con esa estrategia podemos llegar a 30.000. Se estima que hay cerca de 105.000 mineros que quieren estar en legalidad.
Con los nuevos proyectos mineros, ¿cómo se diversifica la canasta del setor?
Tenemos una apuesta por diversificar hacía minerales metálicos que serán los más demandados en el mundo por la transición energética. En el caso del oro, la mina Buriticá va a producir 240.000 onzas de oro al año, eso es un incremento de 22% de la producción actual. La mina de Gramalote estima producir cerca de 290.000 onzas de oro al año, lo que es otro incremento de 22% en la producción.
¿Cuándo esperan que haya una respuesta de la Anla para Soto Norte y Quebradona?
En el caso del proyecto Soto norte, después de haber interpuesto el recurso de reposición hay un plazo de dos meses para que la Anla defina si se ratifica en el archivo o si se toma una decisión diferente. Y en el caso de Quebradona, sí son unos tiempos que maneja la Anla, después de dos visitas técnicas esperamos que en los próximos seis meses haya pronunciamientos.
¿Cuánto costará la Regasificadora del Pacífico, y que otros proyectos de gas hay?
Ahí tenemos ocho obras que permiten atraer inversiones por alrededor de US$800 millones y es para garantizar el suministro de gas para los próximos 10 años. Ya están los pliegos definitivos y se espera hacer adjudicación para que la planta entre en operación en 2024. La planta podrá costar cerca de US$400 millones y en cuanto a la remuneración, es algo que aún está en proceso en la Creg y estará saliendo la resolución antes de que se adjudique la obra en 2021.
¿Ya desapareció el fantasma del desabastecimiento de energía del que se habló este año?
Hubo una situación compleja en mayo y junio porque la época seca se extendió, lo que hizo que los embalses bajaran a niveles mínimos, pero la temporada de lluvia llegó con fuerza y estamos con total tranquilidad de abastecimiento. Los embalses se encuentran en 69% y teníamos una meta de llegar a 70% a finales de noviembre, eso nos deja con tranquilidad.
¿Cuáles serán los primeros proyectos de renovables que van a iniciar?
De esos proyectos hay un paquete grande que viene de las subastas que se hicieron en 2019. Ahí se adjudicaron 14 proyectos, nueve proyectos eólicos, todos en La Guajira y cinco solares ubicados en el Cesar, Córdoba, Valle y Tolima. Vienen por empezar los proyectos solares que están en el Cesar. Los proyectos de La Guajira todavía tienen un retraso, pero ya están consultando con las comunidades para realizarse.
El presidente de Fendipetróleo dijo que ustedes ya dieron el visto bueno para que haya un piso base para la comercialización de combustibles, ¿cuál sería ese precio y qué les dicen de Hacienda, pues el gremio señala que solo falta ese aval?
Como lo dije en el Congreso de Fendipetroleo, si hay pruebas de competencia desleal que se hagan las denuncias ante la Superindustria, así se lo dije al presidente porque esa es la Autoridad competente en esa materia, con respecto a la solicitud que han hecho, hoy existen dos regímenes para los precios de los combustibles líquidos, uno de libertad vigilada y otro de liberta regulada, dentro de estos hay unos precios o márgenes de comercialización y la solicitud del gremio es instaurar unos pisos, nosotros ahí hemos analizado esa solicitud y nos preocupa un tema y es que puede haber menos competencia y termina no beneficiando al usuario final, entonces por eso pensaremos en hacer un tipo de piloto en alguna región del país, pero es un tema que aún está en discusión con Minhacienda porque es el encargado de hacer este tipo de modificaciones en la estructura de precios. Por ahora, hacemos el análisis respectivo siempre pensando en beneficiar al consumidor final.
EL PERFIL
Diego Mesa, es economista de la U. de Concordia en Canadá y tiene una maestría en Economía de la U. de McGill., Mesa se desempeñó como economista del Departamento de Política Fiscal del Fondo Monetario Internacional. Entre sus dos periodos en el FMI, Mesa trabajó por cuatro años como Gerente y Economista Sénior de la firma de consultoría de PriceWaterhouseCooper en Alberta y British Columbia. Fue viceministro de Energía, entre 2018 y 2020. Fue presidente del Consejo Directivo de la ANH, y este año recibió la jefatura del Ministerio.
Tomado de La República
