En 2019, el Gobierno de Colombia trazó la carta de navegación para el desarrollo de áreas petroleras costa afuera (offshore) con nueve contratos para perforación. Para más información de petróleo haga clic aquí.
Para este momento, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) hizo unos ajustes en la minuta de contrato offshore para poder convertir esos nueve contratos a E&P, que antes eran TEA. De manera que pudieran darle paso a la exploración y producción de hidrocarburos en la costa Caribe colombiana.
Vale decir que el modelo E&P aplica para los contratos que se suscriben como resultado de un proceso de asignación directa. En los casos de los procesos competitivos, el contrato que se suscribe es el que se publica y hace parte de los términos de referencia. Ahí el contratista desarrolla el programa de trabajo, que hace parte de los compromisos del contrato, con autonomía y responsabilidad exclusiva.
Mientras que el contrato TEA aplica para áreas libres y especiales, en algunos casos, cuando así se disponga en los términos de referencia, para procesos competitivos o contratación directa. Su objetivo principal es evaluar el potencial hidrocarburífero de un área e identificar prospectos para celebrar un eventual contrato de E&P sobre una porción o la totalidad del área contratada.
Bajo esta modalidad, el evaluador puede hacer actividades de exploración superficial de geología, pozos estratigráficos, aerofísica, entre otros; esto con una duración máxima de 36 meses en áreas continentales y de 36 meses en áreas costa afuera, según el programa de trabajo.
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Dicho esto, para mediados de marzo de 2019, de esos nueve contratos, tres ya habían sido firmados entre la Agencia Nacional de Hidrocarburos, Ecopetrol y Shell.
Pero estaban pendientes de anunciarse los otros seis: cuatro que tomaría, en su momento, Anadarko, y dos que tomaría Repsol, uno que iba a ser en conjunto con Ecopetrol, y el otro en conjunto con ExxonMobil, este en el bloque COL-4 (49,9 % de Exxon y 50 % de Repsol).
De esta manera, las mencionadas petroleras serían las encargadas de iniciar el camino para la extracción de hidrocarburos costa afuera en el océano Atlántico colombiano. Incluso, el Gobierno de Colombia, desde el Ministerio de Minas y Energía, hasta la fecha, hace cuentas de 35 contratos: 30 de la subasta y cinco que se convirtieron de TEA a E&P.
Sin embargo, fuentes le revelaron a Valora Analitik que, para finales del tercer trimestre de 2020, aproximadamente, la firma Exxonmobil le remitió una carta a la ANH en donde manifestaba su intención de renunciar al contrato.
El anuncio de esta petrolera y la aceptación por parte de la ANH nunca se hizo conocer a la opinión pública, pero se sabe que la renuncia sí estuvo en firme y que, en efecto, fue admitida por el Gobierno Nacional.
Así las cosas, ya no son 35 los contratos en total los que se han firmado y anunciado desde hace dos años, por parte del ejecutivo, sino solo 34 (30 de la subasta y cuatro de conversión a E&P, sin el de Exxonmobil). Esto, por supuesto, genera un descuadre en las cuentas del Ministerio de Minas y Energía cuando se anuncia que:
“Tras cinco años sin firmar un solo contrato, con la Ronda Colombia 2021, que ofrece 32 áreas, lograremos firmar nuevos contratos, que se suman a los 35 hechos en dos años. Seguimos el camino de la reactivación del sector, indispensable en la generación de empleos e inversiones”, como está en su cuenta de Twitter.
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Cabe recordar que la Agencia Nacional de Hidrocarburos realizó el jueves, 11 de junio, el lanzamiento de la Ronda Colombia 2021 que pondrá a disposición de los inversionistas 32 nuevas áreas, de las cuales, 28 son ofrecidas por la ANH y cuatro fueron postuladas por las compañías interesadas en participar en el proceso para continuar con la reactivación del sector de hidrocarburos que se inició en 2019.
Del total de los bloques que son ofertados por la ANH, cinco están en costa afuera y 23 en áreas continentales, ubicadas en nueve cuencas: cuatro comerciales (Valle Inferior del Magdalena, Valle Medio del Magdalena, Valle Superior del Magdalena y Llanos).
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Y cinco fronteras (Urabá, Sinú – San Jacinto, Chocó Continental, Chocó Offshore y Tumaco Offshore); es decir, que han sido poco exploradas anteriormente.
Las 32 nuevas áreas son adicionales a las anunciadas hace dos años.
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