Con la cancelación del Procedimiento Competitivo Sinú – San Jacinto, y los ajustes al Procedimiento Competitivo Permanente (que también se revocó y será reactivado en febrero), el país trazó la hoja de ruta para reiniciar la entrega de bloques petroleros para desarrollo en el 2019.
El diálogo con Portafolio, Luis Miguel Morelli Navia, presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), explicó cómo fue la reorganización de la política petrolera para darle un segundo aire a la operación, y que incluyen 20 áreas prácticamente listas para producción.
¿Por qué cancelaron el Procedimiento Competitivo Sinú – San Jacinto?
Este concurso, que ya estaba suspendido, lo revisé con cada una de las empresas petroleras que se estaban postulando y establecimos que las áreas ofrecidas eran zonas de frontera y que las exigencias de los compromisos exploratorios eran altas, lo que no hacía apetecible el desarrollo de la operación. Al concretarlos sobre su interés terminaron desistiendo.
¿Por qué los ajustes al Proceso Competitivo Permanente?
Los términos de referencia de esta ronda permanente generaban confusión con respecto a los derechos que podrían tener las empresas petroleras como primeros oferentes en el proceso. En el segundo trimestre se expidió una modificación para aclarar esos términos de referencia, pero no fue los suficientemente clara. Se emitió una nueva en agosto, y tampoco dio la claridad necesaria.
¿Cuál fue el punto de partida para reorganizar este procedimiento?
Lo que llevó a revisar y reorganizar el procedimiento competitivo permanente fue la sentencia 095 de la Corte Constitucional que ordenaba poner en práctica un proceso de coordinación y concurrencia de manera inmediata por parte de la ANH en las zonas donde se desarrolla la operación petrolera. Había que incluirlo en la ronda permanente, por esta razón los ajustes. Para ello había que primero cancelarla.
¿Qué pasará con las áreas ofrecidas en la ronda Sinú – San Jacinto?
Al actualizar el mapa de áreas, las zonas de este procedimiento competitivo ahora harán parte de la oferta del Procedimiento Competitivo Permanente. Esta ronda se activará en febrero del 2019.
¿Cómo reorganizaron el mapa de áreas?
Todas las áreas tienen una ficha con una completa información técnica, social y ambiental. Lo que se busca es que al ofrecerlas se logre una contratación para su desarrollo de forma más rápida. El aval se dará luego de ser aceptada la Solicitud de Incorporación de Áreas, nombre que se le dio a este requisito en el ajuste al Procedimiento Competitivo Permanente. Adicional, se identificaron 20 áreas atractivas para su desarrollo.
¿La oferta será simultanea?
Al mismo tiempo que se reactive la ronda permanente, se ofrecerán 20 áreas para su desarrollo hidrocarburífero. Dos serán offshore (cuencas Guajira y Sinú) y 18 onshore; 13 áreas están ubicadas en la cuenca Llanos Orientales, dos en el Valle Superior del Magdalena, dos en el Valle Medio del Magdalena y una en el Valle Inferior del Magdalena.
¿Por qué seleccionaron estas 20 áreas?
Porque son atractivas ya que poseen información geológica adicional que realizaron empresas petroleras que desarrollaron trabajos de exploración. Además, poseen información completa de superficie con respecto a temas sociales y ambientales. Este levantamiento permite tener mayor avance, claridad y certeza para su desarrollo. Así mismo, las 20 áreas se encuentran en cuencas con alta prospectividad como la de los Llanos Orientales, que han demostrado su madurez y producción.
¿Las empresas podrán mostrar su interés en ambos frentes?
Las petroleras tendrán la posibilidad de solicitar la incorporación de áreas a través de la ronda frecuente, y al mismo tiempo mostrar su interés por alguna o algunas de estas 20 áreas. El data room va estar disponible para acceder a los datos de forma inmediata para que las empresas avancen de forma rápida en el acceso a la información sobre esas áreas.
¿Cuándo entregarían los bloques para desarrollo?
Sobre estos 20 bloques esperamos celebrar contratos desde mediados del mes de junio del próximo año. Así mismo, con las otras áreas, que están concebidas en el mapa de áreas para su desarrollo, que estén disponibles y que se entreguen, también se pretende comenzar la firma de los contratos por esa época. Hay que tener en cuenta que antes de sellar los convenios se presentan ofertas y contra-ofertas.
¿Cuál es la información que ofrecen estas 20 áreas?
Además de contar con datos geológicos adicionales, están al día en su estado normativo, incluso con la coordinación y concurrencia nación – territorio que ordenó la Corte Constitucional. Así buscamos reactivar la operación en el sector con la entrega en el 2019 de bloques petroleros para su desarrollo. Llevamos cuatro años sin la celebración de contratos para la exploración y producción de hidrocarburos.
¿Cómo se desarrollará el concurso de oferta?
Como lo establece el Acuerdo 2, se abrirá el espacio para permitir la realización de contra ofertas. Será un proceso dinámico en donde habrá una transparencia de las empresas para que soliciten las áreas de su interés, pueden revisar las actas que ofrece la ANH para realizar la respectiva propuesta.
¿Cuál es la estrategia para seguir con la asignación de áreas?
Desde la Agencia seguiremos con la revisión de cada uno de los bloques, analizaremos la información técnica de los que fueron devueltos o que estuvieron en fase preliminar de exploración. La idea es ofrecer nuevas áreas, diferentes a las 20 que se ofertarán inicialmente. Así seguiremos trazando la hoja de ruta para la asignación de nuevos bloques.
¿La volatilidad en los precios del crudo puede alterar la operación en el país?
A pesar de la volatilidad en los precios del crudo, la ANH seguirá trabajando en el impulso para el desarrollo de los campos petroleros que ya están en operación con propuestas específicas para la producción como es el recobro mejorado. Esto ayudaría a elevar el volumen de reservas porque se estarían incorporando recursos contingentes.
