Eran los años 80 cuando el bogotano Felipe Bayón ingresó a la Universidad de Los Andes en Bogotá a estudiar Ingeniería Mecánica, carrera que lo prepararía para competir en las grandes ligas de la industria automotriz y, de esta manera, seguir los pasos de su padre, quien llegó a ser presidente de General Motors en Colombia. Pero la vida lo llevó poco después de graduarse a Shell, donde empezó una larga carrera de petróleo y gas. Felipe Bayón, quien se acerca a cumplir 30 años en el sector, ocupó cargos en la multinacional BP y prácticamente fue repatriado para que aportara su experiencia al país. Como vicepresidente ejecutivo de la estatal petrolera fue escogido en el 2017 para reemplazar al exministro, Juan Carlos Echeverry, en la presidencia de Ecopetrol, el conglomerado de petróleo y gas más grande de Colombia y uno de los cuatro principales de Latinoamérica. Allí se sentó hace poco menos de tres años con un perfil más técnico, experiencia que le ha servido para enfrentar una época de una coincidencia letal: lo que se llamará en los libros de historia el ‘gran confinamiento’ y una sorpresiva discordia entre países petroleros que ha llevado el precio del crudo a mínimos históricos.



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<h2>El inicio de lo que no se esperaba</h2>



El 2020 arrancó como un año prometedor. Se creía que el PIB colombiano se acercaría al 3,5 %, que el precio del barril Brent, referencia local, sería en promedio de US$60,5 (cálculos del Ministerio de Hacienda en febrero), pero lo que parecía un buen momento se fue diluyendo a medida que el coronavirus aterrizaba en Colombia a inicios de marzo. Como si fuera poco, a la emergencia sanitaria global que ya empezaba a disminuir la demanda por el crudo, se le sumó el 9 de marzo la guerra de precios del petróleo entre Arabia Saudita y Rusia que por subir la producción y lograr una mejor cuota de mercado en medio de la coyuntura, hicieron que el petróleo tuviera su mayor desplome diario desde la Guerra del Golfo de 1991.



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En el primero, Bayón explicó que tiene que ver con el aumento de los ingresos. “Que me den más por lo que estoy vendiendo”, dijo, y citó el ejemplo de China, país en el que la compañía logró posicionar particularmente el crudo Castilla como uno básico para las refinerías del territorio asiático. “Mientras China seguía procesando crudos, bajó un poco sus cargas de las refinerías, pero no sacaron el nuestro, sino otros porque el de Ecopetrol era considerado parte de la reserva y logramos mantener esos envíos”, agregó el directivo. Lea también: <a href="https://editorial.forbes.co/2020/07/17/economia-y-finanzas/ecopetrol-ve-mejoras-e-incrementa-plan-de-inversion-para-2020/">Ecopetrol ve mejoras e incrementa plan de inversión para 2020</a> En el segundo, relacionado a la reducción de costos y gastos, el presidente de Ecopetrol dijo que arrancaron con $2 billones, y a inicios de junio ya iban en $3,5 billones ahorrados que al tipo de cambio de esa fecha era como US$1.000 millones. En el tercer frente de respuesta está la reducción de inversiones. “Dijimos, vamos por US$1.200 millones inicialmente y ya estamos en más de US$2.500 millones (inicios de junio)”, explicó Bayón quien además rescató que en la cuarta tarea del plan de contingencia, la financiación, colocaron un bono de US$2.000 millones de manera exitosa. “Con esto conseguimos US$1.100 millones, o sea, tenemos US$3.100 millones más en la caja”. Para Bayón, en marzo cambió todo. El jefe de Ecopetrol comentó que en la primera semana de ese mes estaba en Nueva York, presentando el plan de negocios de 2020-2022, fecha en la que ya iniciaba la coyuntura del coronavirus en Colombia. “Nos tocó devolvernos antes, yo llegué a estar en cuarentena unos días, pero en ese momento el mundo dio la vuelta rápidamente. Estábamos presentando una estrategia que incluía más inversión y más producción, pero nos tocó aplicar el plan de ajuste. Ese fue el contexto en el que nos cogió la pandemia”, dijo Bayón. Aunque la incertidumbre continúa presente, hacia final de año, Bayón dice que el precio del Brent por barril podría estar, en promedio, entre U$30 y US$40 porque el primer trimestre estuvo arriba de US$50. También explicó que están trabajando en ajustar el plan de negocios, volverlo a mirar ya no a US$57 el barril, sino más bajo.



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Pese a la situación, el presidente de la petrolera es optimista. “Estamos viendo un incremento en la demanda. Nos están comprando más gasolina, más diésel, en jet estábamos vendiendo el 10 % de lo que vendíamos, por los aviones parqueados. Hay un incremento leve, eso es una buena señal. Quiere decir que las economías están arrancando, que la gente se está moviendo”. Bayón aseguró que el primer trimestre fue duro para la compañía, pero que el segundo lo será aún más porque “en abril el país se paró”. “Nosotros que corríamos en las dos refinerías, en Barrancabermeja y en Cartagena, entre 370.000 y 380.000 barriles, bajamos a 220.000 barriles por día, dejamos de procesar 160.000 barriles todos los días porque no había a dónde venderlos”, contó el directivo de Ecopetrol. Para tener un panorama más claro, en el primer trimestre, en el informe ‘adaptándonos a una coyuntura retadora’, la estatal petrolera comunicó que la utilidad neta pasó de $2,7 billones en los primeros tres meses de 2019 a $133.000 millones en el mismo lapso de 2020, es decir, tuvo una caída de 95,2 %. “Un cambio dramático”, en palabras de Bayón, quien añadió que para saber cómo podrían ser las utilidades de este año “nos toca esperar hasta final de año”.



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<h2>Fracking, en suspenso</h2>



Otro de los temas que quedarían en suspenso este año son los proyectos pilotos de los yacimientos no convencionales con la técnica de fracking, que ha tenido una fuerte oposición de sectores ambientalistas. Para Bayón, estos pilotos están surtiendo los trámites requeridos. “Desde Ecopetrol nos estamos preparando, seguimos trabajando en la planeación, en el diseño, en fortalecer los equipos y los haremos cuando se tenga todo. En su momento anunciaremos dónde, cómo y cuándo. Creemos que es un proyecto estratégico”, explicó. “Nosotros habíamos dicho que queríamos este año empezar actividades, pero ya con todo lo que está sucediendo eso se irá al 2021 posiblemente. Los proyectos piloto nos van a permitir una cosa y es definir si esto técnicamente y desde el punto de vista ambiental y social es viable”.



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<h2>Los retos</h2>



Tal como lo dice Bayón, Ecopetrol hace parte de la columna vertebral del país “no solo por los servicios que prestamos, sino por los recursos que se generan”, razón por la que “no podemos parar”. Por esto, entre los desafíos que enfrentan en esta crisis está seguir operando, para lo cual se definió el mínimo vital operativo. Por ejemplo, para cumplir los protocolos de bioseguridad, en Barrancabermeja donde se “puede requerir 5.000 o 6.000 personas para trabajar todos los días, entre gente que está de planta y que está haciendo mantenimiento, tuvimos que bajarlo a 600 personas”. El directivo además explicó que otro de los retos ha sido acelerar el proceso de transformación digital, resaltando que llevan dos años haciendo inversiones grandes para ello, lo que les permitió, a mediados de junio que de las más de 13.000 personas del Grupo, el 85 % esté trabajando remotamente. 



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“La transformación no es algo nuevo para Ecopetrol, lo que hemos hecho es acelerar ciertas cosas como, por ejemplo, la Asamblea General de Accionistas que la hicimos virtual el 27 de marzo, presencialmente suelen ser entre 4.000 y 5.000 personas. Esta vez tuvimos más de 7.000 conexiones y 135.000 personas por televisión abierta del país”, contó.



Entre las oportunidades mencionó la de ser cada vez más eficientes. “En los últimos años nos hemos reinventado, en el 2014 necesitábamos US$64 para dar utilidades, al final de 2019 necesitábamos US$29,90. En este momento, estamos viendo maneras distintas de trabajar, un tema de trabajo remoto, de eficiencias”.



“Vamos a ser una compañía que produzca mucho más gas, seguiremos incursionando en energías renovables. Vamos a continuar viendo las tendencias mundiales con nuestro centro de investigación que siempre está mirando hacia adelante 5, 10, 15 años”, dijo.



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<h2>Lecciones de la crisis</h2>



Bayón dice que la crisis le ha traído varias lecciones. Una de ellas, y en su criterio la más importante, es “aceptar que los líderes no tienen todas las respuestas” y, por eso dice que es fundamental trabajar con los equipos, tener comunicación permanente y directa. También hay que aceptar que debido al confinamiento hay momentos de ansiedad y de angustia. “En Ecopetrol abrimos unas líneas telefónicas de consulta y la gente puede hablar sobre temas personales, familiares e incluso de pareja. Les digo que si enfrentan en algún momento estos temas, levanten la mano. Son cosas que parecen sencillas, pero si uno traza esa línea con mucha claridad al principio, eso ayuda a generar algo de certidumbre”. Entre las decisiones más difíciles de tomar estuvo la de continuar operando bajo los protocolos luego de que uno de sus colaboradores falleciera por covid-19. Ante esto, muchas personas le decían que cerraran las instalaciones, pero “logramos hacer todo un programa, reforzar todo lo que traíamos para mantener las operaciones abiertas, hablar con los empleados, eso fue difícil”.



Lea también: <a href="https://editorial.forbes.co/2020/06/04/negocios/ecopetrol-reactiva-operaciones-en-156-proyectos/">Ecopetrol reactiva operaciones en 156 proyectos</a> Hace ejercicio todos los días una hora desde las 6:20 p.m., independientemente de lo que pase. El confinamiento, también, le ha regresado tiempo con su familia, debido a que, dice, puede pasar la hora del almuerzo con sus más cercanos, algo que había perdido. Para ello, decretó que de 12 a 2 de la tarde no se pueden agendar reuniones en Ecopetrol para que los trabajadores hagan el almuerzo y compartan en sus hogares. En la conversación vuelve varias veces a su padre, de quien, dice, aprendió su rigor, disciplina, entrega, a afrontar las cosas de frente, a no cortar camino y a no perder el deseo de aprender. De él guarda en su oficina, como un amuleto, un viejo casco de seguridad metálico que le regaló cuando trabajaba en la Refinería de Cartagena, mucho antes de dedicarse a los carros. “Me recuerda todo lo que me enseñó”, cuenta. Al final, la pregunta que la industria se hace: ¿Lo peor ya pasó? “Nadie sabe si va a haber una segunda ola del virus o una tercera. Qué pasa si nos tenemos que ir a guardar otra vez todos, tenemos que estar listos. El mensaje es que estamos preparados para hacerle frente a la crisis. Hemos actuado de manera rápida y decidida, pero hay que ser prudentes”. Lea también:<a href="https://editorial.forbes.co/2020/07/03/economia-y-finanzas/isa-y-ecopetrol-las-empresas-que-pondria-el-gobierno-a-la-venta-en-2021/"> ISA y Ecopetrol, las empresas que pondría el Gobierno a la venta en 2021</a>



<h2>Los desafíos de la petrolera</h2>



Los desafíos a los que se enfrenta la petrolera estatal colombiana y el sector en general, vistos desde afuera, no hace que estos pierdan complejidad. De acuerdo con Julio César Vera, presidente de la Fundación Xua Energy y experto en temas petroleros, Ecopetrol se enfrenta a tres grandes retos, principalmente. El primero, tomar decisiones en medio de una coyuntura tan volátil de precios; segundo, no frenar su operatividad al cumplir los protocolos de bioseguridad y tercero, seguir vislumbrando el futuro. En este último punto, Vera dijo que hay dos temas: primero, avanzar en los proyectos piloto de fracking, “Ecopetrol no puede parar sus esfuerzos porque puede estar en esta área gran parte de sus futuros ingresos y en general de la Nación”. Lo otro está relacionado con el futuro del gas, “no solo continuar los análisis de viabilidad en el país, sobre todo del gas offshore, sino en la búsqueda de nuevas fuentes de suministro”. Además, dijo que se deben seguir adelantando actividades de exploración para incrementar las reservas porque la coyuntura futura no muestra el mejor panorama.



Lea también: <a href="https://editorial.forbes.co/2020/07/27/actualidad/la-agenda-energetica-poscovid-19/">La agenda energética posCovid-19</a> Para Francisco José Lloreda Mera, presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), la industria del petróleo y gas en Colombia y el mundo enfrentan dos grandes retos con un alto nivel de incertidumbre: la estabilidad del precio y la demanda de hidrocarburos. “Estos son factores externos sobre los cuales Colombia no puede hacer mucho, pero en lo que sí podemos trabajar es en mejorar nuestra competitividad interna, costos de operación, entorno en las regiones, licenciamiento, tarifas de oleoductos, entre otras medidas, que ayuden a que salgamos mejor librados de esta coyuntura”, concluyó Lloreda.
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Felipe Bayon entrevista 3

Felipe Bayón revela el as bajo la manga de Ecopetrol en medio de la crisis

Además de los mandatarios latinoamericanos, los elogios hacia Petro por su triunfo en las elecciones de ayer también ha llegado desde el sector privado, especialmente de los diferentes gremios que juegan un papel activo en el desarrollo económico del país.



Uno de los más destacados fue el mensaje de la Asociación Bancaria y de Entidades Financieras de Colombia (Asobancaria), que manifestó al presidente electo su disposición para &#8220;mantener un diálogo abierto y contribuir, con independencia, en la construcción de las políticas económicas y sociales que se desplegarán durante los próximos cuatro años&#8221;.



&#8220;Las entidades financieras de Colombia tenemos un papel activo en el desarrollo de una Colombia con más equidad, menos pobreza y oportunidades para todos. Durante el gobierno del doctor Petro, seguiremos desempeñando ese rol bajo nuestros principios rectores: la promoción y la defensa activa de las libertades individuales, el respeto a la legalidad y a la iniciativa privada, el aporte de criterios técnicos en la construcción de políticas públicas y de una visión amplia de sostenibilidad&#8221;, dijo.



También resaltó el mensaje enviado por la Asociación Colombiana de Petróleo y Gas (ACP), pues la entidad aseguró que la industria comparte el interés del nuevo presidente de fortalecer la lucha contra el cambio climático, siendo este un sector aliado en este objetivo al ser pionero en la gestión del cambio climático y en proyectos de descarbonización en el país. 



Al mismo tiempo, la agremiación resaltó la importancia de avanzar en una transición energética responsable que garantice la seguridad y autosuficiencia energética, la estabilidad fiscal nacional, y la generación de regalías para las regiones.



&#8220;Desde la industria del petróleo y gas reiteramos nuestra voluntad y compromiso para trabajar por Colombia, y ser parte de ese gran Acuerdo Nacional que permita vincular a los más de 95.000 empleados y las más de 500 empresas entre operadoras y contratistas de bienes servicios&#8221;, sostuvo.



Dicho ecosistema empresarial cuenta con presencia en al menos 97 municipios y 19 departamentos con actividades de exploración y producción de hidrocarburos, que además incluye a las empresas de distribución de combustibles en todos los rincones de Colombia, agregó la información.



Por su parte, la Cámara Colombiana de la Construcción (Camacol) envió un mensaje de éxito en su gestión a Gustavo Petro y Francia Márquez, y expresó su disposición de sumar acciones que contribuyan a la construcción del país y ayuden al fortalecimiento de la nación.



&#8220;La historia de Colombia es una historia en permanente construcción; en construcción de sus instituciones, de sus regiones, y con los resultados obtenidos hoy en las urnas, lo que hemos hecho es avanzar en la construcción de una mejor Colombia, en la construcción de un país con instituciones más sólidas y principios democráticos. Debemos entre todos seguir cuidando el orden institucional y la legitimidad de nuestra democracia&#8221;, afirmó.



Por su parte, el presidente de la Asociación Hotelera y Turística de Colombia (Cotelco), José Andrés Duarte García comentó que serán cuatro años de trabajo para seguir superando los rezagos que nos dejó la pandemia, y en especial en términos socioeconómicos, apostarle a la recuperación y avance de nuestro país para el bienestar de todos los colombianos. 



A su vez, destacó que todo lo anterior es necesario para el fortalecimiento y consolidación del turismo y la hotelería como uno de los principales motores jalonadores de desarrollo regional. 



&#8220;Será indispensable el trabajo articulado entre el Gobierno nacional, la empresa privada y todos los sectores, en pro de la unidad nacional y de la construcción de un futuro promisorio para la nación”, añadió.



Otro actor destacado que se pronunció fue el presidente de la Asociación Nacional de Empresarios de Colombia (ANDI), Bruce Mac Master, quien reconoció el triunfo de Gustavo Petro como presidente electo y le deseó suerte en su gestión, al estar &#8220;intimanente ligada&#8221; a la suerte del país y sus ciudadanos.



&#8220;Después de una campaña tan dura, tan polarizada y tan agresiva, será tarea de todos, pero especialmente del presidente, construir y tender puentes para generar ambientes de diálogo y conversación&#8221;, aseguró en un mensaje difundido a través de su cuenta de <a href="https://twitter.com/BruceMacMaster/status/1538655556604411908" target="_blank" rel="noreferrer noopener">Twitter</a>.



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Gustavo Petro 1280x720

Gremios felicitan a Gustavo Petro por su triunfo en elecciones de segunda vuelta

En medio de un año de elecciones a la presidencia de la República, la industria petrolera ratifica su confianza para seguir invirtiendo en Colombia. La Asociación Colombiana de Petróleo (ACP) confirmó este miércoles que los empresarios ya alistan su chequera para destinar hasta US$4.400 millones este año, tanto en producción como en exploración. 



&#8220;Es un nivel muy importante confianza en Colombia. Estos programas de inversión de las empresas se dan porque creen que el país continuará por un buen ritmo. No podemos negar que entre las inquietudes está la coyuntura política electoral, las elecciones al Congreso, pero es una incertidumbre que cada cuatro años&#8221;, aseguró Francisco Lloreda, presidente de la ACP. &#8220;No sabemos cómo evolucionará el proceso político, pero por supuesto que el país necesita mucha claridad sobre cuál va&nbsp;a ser las reglas de juego para este sector&#8221;. 



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De acuerdo con el líder gremial, las expectativas del crecimiento económico del país, así como un mejor ambiente de precios internacionales serán dos de los factores determinantes que marcarán el rumbo de la industria. En concreto, las empresas ya fijan sus programas de inversión con escenarios conservadores de precios que promediaron entre US$64 por barril para este año y US$60 para el mediano plazo. 



En exploración, uno de los rubros que muestran la confianza del empresariado para seguir apostando en Colombia, el gremio petrolero reveló que en 2022 se estiman inversiones por US$1.130 millones, 2,2 veces superior a la ejecutada en 2021 que cerró en US$520 millones. 



Este presupuesto, según indicaron, sería la inversión exploratoria más alta desde la registrada en 2014, pese a que continúa siendo inferior a los niveles presentados a comienzos de la década pasada. 



<figure class="wp-block-image alignwide size-full"><img decoding="async" width="429" height="281" src="https://cdn.forbes.co/2022/01/image-38.png" alt="" class="wp-image-127443" srcset="https://cdn.forbes.co/2022/01/image-38.png 429w, https://cdn.forbes.co/2022/01/image-38-300x197.png 300w" sizes="(max-width: 429px) 100vw, 429px" /></figure>



“Desde la ACP vemos estas proyecciones como una buena noticia para Colombia, pues una mayor inversión exploratoria se traduce en dinamismo de las economías locales, generación de empleo, inversión social y ambiental y oportunidades para las regiones”, confirmó Lloreda.



Casi la mitad del presupuesto de exploración tiene como finalidad el cumplimiento de obligaciones contractuales con la ANH (cerca de US$500 millones). Es de resaltar que algunos de estos compromisos se habían aplazado en años anteriores por la crisis de precios en 2020 y los bloqueos ocasionados como consecuencia del Paro Nacional del 2021. 



Del total, la ACP confirmó que US$930 millones se llevarán a cabo en tierra firme y el restante en offshore (US$200 millones), incluyendo la perforación de dos pozos en aguas profundas.



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&#8220;En yacimientos no convencionales (YNC) las inversiones estarán encaminadas a desarrollar estudios ambientales, trámites de licencias y demás actividades relacionadas con los Proyectos Pilotos de Investigación Integral &#8211; PPII, bajo el cumplimiento de los términos establecidos&#8221;, explicaron desde la ACP. 



Con este dinero, la industria proyecta la perforación de 64 pozos exploratorios, que puede ascender a 75. Esta proyección de perforación exploratoria sería la más alta desde el 2014, año en el que se perforaron 113 pozos. Sin embargo, aún equivale a casi la mitad de la actividad realizada a comienzos de esa década (promedio de 120 pozos perforados anualmente).



<h2 id="h-produccion">Producción</h2>



Los empresarios apuntan a que la inversión en producción en el 2022 llegue a US$3.270 millones, es decir, un incremento del 27% respecto del 2021 que fue de US$2.570 millones. 



De acuerdo con la ACP, estas inversiones tendrán un destino similar a lo registrado durante 2021: 42% en perforación de pozos de desarrollo, 34% en facilidades de producción, 12% en recobro mejorado (secundario, terciario y otras técnicas) y 12% en otras inversiones.



El Meta continuará siendo el principal receptor de inversión en producción, con US$1.417 millones, seguido por Casanare (US$470 millones), Santander (US$384 millones), Arauca (US$234 millones), Antioquia (US$165 millones), Putumayo (US$118 millones) y Huila (US$94 millones).



<figure class="wp-block-image alignwide size-full"><img decoding="async" width="634" height="556" src="https://cdn.forbes.co/2022/01/image-39.png" alt="" class="wp-image-127451" srcset="https://cdn.forbes.co/2022/01/image-39.png 634w, https://cdn.forbes.co/2022/01/image-39-300x263.png 300w" sizes="(max-width: 634px) 100vw, 634px" /></figure>



Con estas proyecciones de inversión, la industria estima que este año se podrá alcanzar una producción promedio diaria de petróleo de 760.000 barriles por día. Esto es aproximadamente 15.00o barriles de incremento en comparación con la producción estimada de cierre de 2021, de aproximadamente 745.000. 



“Para el país es de la mayor importancia aumentar la producción si queremos aprovechar la coyuntura de precios internacionales del petróleo y la actual tasa de cambio&#8221;, dijo Lloreda, a lo que recordó que una mayor producción de crudo &#8220;representa mayores ingresos para la Nación y para las regiones vía regalías, pues por cada dólar que se incrementa el precio, el país recibe anualmente entre $350.000 y $400.000 millones de ingresos adicionales, que se traducen en inversiones y desarrollo para los colombianos”.



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Las millonarias inversiones que realizará la industria petrolera en 2022

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Por más de ocho años se ha discutido la posibilidad de hacer fracking en Colombia. La necesidad de aumentar las reservas, que a hoy alcanzan para 6,3 años en petróleo y 8,1 años en gas, han dirigido la discusión sobre la importancia que podría tener esta controvertida técnica en el país. En este debate, mientras ambientalistas, organizaciones y congresistas advierten sobre los riesgos e implicaciones futuras, el Gobierno Nacional, los gremios y los empresarios argumentan la amplia ventana de oportunidades en un posible desarrollo. La razón, dicen, habrá más empleo, más regalías y más inversión.



Pero el debate no se centra en el fracking comercial, que hoy está frenado por el Consejo de Estado. La discusión de fondo está dirigida al desarrollo de los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) sobre yacimientos no convencionales (YNC). Una idea que inició desde principios de 2019 y la cual se podría definir este mes cuando las empresas interesadas firmen contratos para su ejecución. La adjudicación de estas obligaciones, que se prevé inicie a partir del 23 de noviembre, según la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), marcará un antes y un después en este debate nacional.



Lea también: <a href="https://editorial.forbes.co/2020/11/11/negocios/mas-petroleras-podran-participar-en-los-pilotos-de-fracking-tras-el-anuncio-de-una-segunda-convocatoria/">Más petroleras podrán participar en los pilotos de fracking tras el anuncio de una segunda convocatoria</a> En concreto, lo que plantea la ANH son Contratos Especiales de Proyectos de Investigación (CEPI). Esta figura contractual da paso para el desarrollo de los pilotos, los cuales utilizarían el fracturamiento hidráulico multietapa con perforación horizontal. Es decir, una técnica que inyecta en una o varias etapas, un fluido compuesto por agua, propante y aditivos a presiones controladas con el objetivo de generar canales que faciliten el flujo en el pozo perforado.



El Gobierno advierte que este será un proceso netamente investigativo y tendrá como fin dar pruebas científicas necesarias que le permitan al país definir si se podría o no usar este mecanismo de extracción. “El desarrollo de los PPII permitirá al Estado&nbsp;y al público interesado&nbsp;tener información suficiente&nbsp;y objetiva&nbsp;para tomar decisiones de política pública&nbsp;basadas en la evidencia científica frente&nbsp;a la implementación de la técnica”, explica Armando Zamora Reyes, presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, a Forbes.



<div class="wp-block-image"><figure class="alignleft size-large is-resized"><img decoding="async" src="https://cdn.forbes.co/2020/11/058dda9e1e5c8baab51c623c8b0fbe37.jpg" alt="" class="wp-image-57259" width="343" height="285" srcset="https://cdn.forbes.co/2020/11/058dda9e1e5c8baab51c623c8b0fbe37.jpg 450w, https://cdn.forbes.co/2020/11/058dda9e1e5c8baab51c623c8b0fbe37-300x250.jpg 300w" sizes="(max-width: 343px) 100vw, 343px" /><figcaption>Armando Zamora, presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, lidera la convocatoria para seleccionar las empresas interesadas en pilotos de fracking. | Foto: ANH</figcaption></figure></div>



De acuerdo con cálculos preliminares, las inversiones proyectadas para desarrollar cuatro pilotos de investigación equivalen a 400 millones de dólares. Estos estarán también sujetos al pago de regalías, a inversión social y a que se destinen recursos para los programas en beneficio de los territorios. Se deberá, incluso, corresponder como mínimo un 0,2 % de los costos de cada pozo a las necesidades que tienen las comunidades. &nbsp;



Todo lo que se prevé hacer estará sujeto a las recomendaciones que entregaron en febrero de 2019 la Comisión Interdisciplinaria de Expertos, compuesta por 13&nbsp;especialistas. Desde ese momento, el Gobierno Nacional puso sobre la mesa la discusión, a tal punto que un año después expidió el Decreto 328 que establece las condiciones sociales, económicas y ambientales que se necesitaban para continuar con los pilotos.



Así, fue como a lo largo de esta pandemia, el Ministerio de Interior expidió las líneas sociales, el Ministerio de Ambiente las reglas medioambientales, la ANH los ejes contractuales y el Ministerio de Minas y Energía las condiciones técnicas. Con estos hitos previos, las petroleras interesadas en este negocio lograron conocer cuáles son las reglas de juego y a qué se enfrentan en un eventual desarrollo de las iniciativas.



Diego Mesa, ministro de Minas y Energía, asegura que lo más responsable es poder hacer la evaluación de los proyectos piloto dentro de este Gobierno. “Hay una gran oportunidad, pero primero, lo primero. Y lo primero es hacer los proyectos piloto con toda la rigurosidad, hacer las evaluaciones y poder tomar una decisión”.



<h4 id="h-el-debate">El debate</h4>



La discusión, más allá de lo que se hará este mes, se centra en los efectos que se podrían derivar de la ejecución de estas investigaciones. Detrás de este negocio, están en juego no solo las millonarias inversiones de las empresas interesadas, sino también la biodiversidad, los acuíferos, la inversión extranjera y los miles de empleos que se podrían gestar a corto y mediano plazo. 



La industria petrolera estima, por ejemplo, que solo en el Valle Medio del Magdalena se encuentra un potencial de reservas de crudo que ascienden a los 7.400 millones de barriles. Si bien la ANH dice que serían 400 millones de dólares de inversión, cálculos preliminares de la Asociación Colombiana de Petróleo (ACP) indican que la cifra podría ascender a 650 millones de dólares.



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Francisco Lloreda, presidente de la ACP, asegura que el inicio de los proyectos no generaría el mismo nivel de empleos como sí lo haría un eventual desarrollo de los YNC. No obstante, advierte que este proceso ayudará a reactivar la economía en los departamentos donde se ejecutarían los pilotos. “Lo más importante de esta etapa y uno de los beneficios es la dinamización de la industria local, regional y nacional de bienes y servicios”.



Y es que las proyecciones son mayores en gas. La Asociación Colombiana de Gas Natural en Colombia (Naturgas) estima que se podrían multiplicar las reservas de este hidrocarburo entre 35 y 50 veces. “Podrían llegar al país US$45.000 millones de inversión en los próximos años, el Producto Interno Bruto (PIB) del país podría aumentar en un 10 % y la Inversión Extranjera Directa en un 40 %”, dice Orlando Cabrales, presidente del gremio, y quien ayudó a trabajar en 2012 los documentos técnicos que hoy el Consejo de Estado tiene frenado para el fracking comercial.



<div class="wp-block-image"><figure class="alignright size-large"><img decoding="async" width="352" height="253" src="https://cdn.forbes.co/2020/11/image-27.png" alt="" class="wp-image-57254" srcset="https://cdn.forbes.co/2020/11/image-27.png 352w, https://cdn.forbes.co/2020/11/image-27-300x216.png 300w" sizes="(max-width: 352px) 100vw, 352px" /></figure></div>



Los gremios coinciden que el impacto económico que se podría generar con la explotación y desarrollo de los no convencionales es alto. Incluso, frente a los pilotos, la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos (Acipet) calcula que para todo este proceso se podrían generar 2.000 empleos directos e indirectos en toda la cadena de valor.



“Toda esta actividad significa una gran cantidad de oportunidades de trabajo para profesionales de geología, ingeniería de petróleos y todas las demás carreras afines del sector; esto implica preparación de personal especializado para atender todas las operaciones asociadas directas y las actividades transversales”, dice Carlos Leal, presidente de la Junta Directiva de Acipet. “En el caso particular de los ingenieros de petróleos podría lograrse que, por lo menos un 25% de la mano de obra disponible, se ocupara, lo cual representan del orden de 1.500 a 2.000 posiciones”.



Pero las proyecciones económicas y laborales que expone la industria no convencen a los ambientalistas, quienes de lejos aseguran que estos estimativos no hacen menos vulnerable las circunstancias ambientales y los efectos que se generarían en la salud y el agua, específicamente. &nbsp;



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Así lo destaca la Alianza Colombia Libre de Fracking, una organización nacional que reúne a más de 85 grupos ambientalistas, sindicales y académicos del país. Desde allí, se advierte que con los pilotos se pondría en juego la contaminación de los acuíferos y las afectaciones a la salud, específicamente en el Valle Medio del Magdalena y la cuenca Cesar-Ranchería, las dos zonas en donde se prevén ejecutar.



Carlos Andrés Santiago, vocero de la Alianza, señala que “hay evidencias que advierten sobre los riesgos que tendrían los pilotos en el agua, la salud y el cambio climático. La evidencia científica y sólida ha llevado a otros países a que se prohíba el fracking, por lo que el verdadero miedo es que se materialicen esos riesgos”.



<div class="wp-block-image"><figure class="alignleft size-large"><img decoding="async" width="299" height="407" src="https://cdn.forbes.co/2020/11/image-28.png" alt="" class="wp-image-57255" srcset="https://cdn.forbes.co/2020/11/image-28.png 299w, https://cdn.forbes.co/2020/11/image-28-220x300.png 220w" sizes="(max-width: 299px) 100vw, 299px" /></figure></div>



Pese a que el Gobierno Nacional ha venido gestando varios espacios de diálogo institucional, científico y técnico, el vocero advierte que todavía no se cumplen las bases que sentó el Consejo de Estado para hacer los pilotos. “Nosotros consideramos que la normatividad no tiene esas recomendaciones de la Comisión. Y en ese sentido no se recogen los elementos fundamentales que se establecieron. Ahí no está el tema de la licencia social, las consultas con las comunidades y el manejo de los riesgos sobre salud con los pobladores cercanos al lugar de los PPII”, concluye.



Los petroleros son conscientes de los riesgos, pero dicen, de hecho, que todos están debidamente identificados, así como las medidas para prevenirlos. Cabrales, de Naturgas, argumenta que, “como todas las actividades humanas, la exploración y explotación de hidrocarburos pueden tener riesgos que son controlables a través de alta tecnología en las operaciones y estrictos planes ambientales”.



Estudios internacionales advierten que todos estos peligros han sido identificados precisamente en otros países, por lo que a partir del debate científico se han tomado las decisiones. En Estados Unidos, por ejemplo, se han establecido reglas estricticas que les han permitido aumentar sus reservas y sus exportaciones de hidrocarburos. No obstante, 13 naciones han prohibido la técnica al argumentar que se producen químicos tóxicos en las fases de perforación y fractura, que pueden afectar la piel, ojos, órganos sensoriales y el sistema respiratorio.



<h4 id="h-la-pieza-clave">La pieza clave</h4>



En medio de las discusiones sobre los pro y contras de las investigaciones, las empresas que le apuesten a la técnica tendrán que surtir varios procesos en este camino. Lloreda, de la ACP, sostiene que deberán, de entrada, elaborar los Estudios de Impacto Ambiental. “También será importante tener en cuenta el tiempo que tome la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (Anla) para la evaluación y otorgamiento de licencias ambientales”. &nbsp;



“Una vez se cuente con las licencias, se iniciarán los procesos de compras y logística, las obras civiles y la perforación de pozos, para la posterior evaluación de los PPII, según los criterios que se establezcan”, sostiene el líder gremial.



El papel de evaluación, seguimiento y verificación de la Anla será contundente en todo el proceso. La entidad tendrá que estar en las tres etapas que quedaron consignadas en Decreto 328, mediante el cual se establece que se deberá surtir la etapa de condiciones previas, la etapa concomitante y la etapa de evaluación.&nbsp;



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“La Anla hace parte de la etapa de condiciones previas y de la etapa concomitante. En la primera, deberá evaluar las solicitudes de licencia ambiental y pronunciarse en los plazos definidos por la normatividad (…). En la segunda etapa, deberá realizar el seguimiento y monitoreo de la licencia ambiental con el propósito de proveer criterios técnicos, ambientales, objetivos y medibles, que sean considerados por el Comité Evaluador en la etapa de evaluación”, le explicó la entidad a Forbes.



<div class="wp-block-image"><figure class="aligncenter size-large"><img decoding="async" width="1024" height="576" src="https://cdn.forbes.co/2020/03/oilfield-643836_1280-3-1-1024x576.jpg" alt="Petróleo" class="wp-image-15582" srcset="https://cdn.forbes.co/2020/03/oilfield-643836_1280-3-1-1024x576.jpg 1024w, https://cdn.forbes.co/2020/03/oilfield-643836_1280-3-1-300x169.jpg 300w, https://cdn.forbes.co/2020/03/oilfield-643836_1280-3-1-768x432.jpg 768w, https://cdn.forbes.co/2020/03/oilfield-643836_1280-3-1.jpg 1280w" sizes="(max-width: 1024px) 100vw, 1024px" /></figure></div>



Juan Pablo Ruiz, ambientalista y miembro de la Comisión de Expertos, dice que “antes de llevar a cabo los proyectos, se estableció que será necesario el diálogo con las comunidades, bajo la vigilancia de la autoridad ambiental. Ahí las empresas deben construir todas esas líneas base, para que realmente se pueda evaluar los impactos de los pilotos”.



Este proceso ante la entidad ambiental lo tendrán que surtir todas las empresas interesadas en estas investigaciones. Hace dos semanas, la ANH publicó la lista final de habilitados en la que señaló que en este camino estarán Ecopetrol, Drummond y ExxonMobil. No obstante, no cerró la puerta para que eventualmente se sumen nuevas firmas en una segunda convocatoria para los pilotos. 



<h4 id="h-la-apuesta-en-el-negocio">La apuesta en el negocio</h4>



Desde hace más de dos años Ecopetrol se ha venido preparando, no solo de manera técnica, sino además con conocimiento, para el eventual desarrollo de estas investigaciones. El presidente de la petrolera, Felipe Bayón, ha reiterado que lo importante no es hacerlo rápido, sino hacerlo bien. De fondo, su posición se centra en abrir la oportunidad para que, desde la investigación, y de cara al país, se pueda adquirir información que permita evaluar los eventuales impactos.



<div class="wp-block-image"><figure class="alignright size-large"><img decoding="async" width="356" height="322" src="https://cdn.forbes.co/2020/11/image-29.png" alt="" class="wp-image-57256" srcset="https://cdn.forbes.co/2020/11/image-29.png 356w, https://cdn.forbes.co/2020/11/image-29-300x271.png 300w" sizes="(max-width: 356px) 100vw, 356px" /></figure></div>



En medio de esta preparación, la petrolera estatal estima unas inversiones de hasta 110 millones de dólares para los pilotos. Ricardo Gómez, vicepresidente de yacimientos no convencionales de Ecopetrol, le explicó a Forbes que “los pilotos serán la única oportunidad que tiene Colombia para analizar y decidir de manera objetiva y científica si es viable aplicar esta técnica de explotación de hidrocarburos en Colombia”.



Según el directivo, desde noviembre de 2019 la compañía se incorporó a un piloto de investigación de no convencionales en la cuenca del Permian, en el estado de Texas en Estados Unidos. La participación le ha permitido profundizar en el conocimiento técnico y ambiental sobre los YNC, al mismo ritmo que viene desarrollando su alianza con ExxonMobil para participar en las iniciativas que se prevén en el país.



En línea con estos trabajos, ExxonMobil le confirmó a Forbes que la empresa aportará sus mejores prácticas internacionales para llevar a cabo los Proyectos Piloto de Investigación Integral. “Creemos que los PPII tienen el potencial de transformar el futuro económico y energético del país”.



Aunque no revelaron montos de inversión, destacaron que el acuerdo preliminar con Ecopetrol, para trabajar juntos, continúa avanzando. Sin embargo, advirtieron que “la decisión de participar y desarrollar estos proyectos está sujeta a la emisión final del marco regulatorio de los PPII y la implementación de una serie de condiciones necesarias para el desarrollo de los proyectos”.



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Se prevé que en todo este proceso las empresas interesadas comiencen los trabajos con las comunidades, al mismo tiempo que diseñan un plan para hacer los pilotos. Las millonarias inversiones que se pondría en juego, tras la adjudicación de los contratos, depararían un importante trabajo en 2021, un año que será clave para que el seguimiento a todos los procesos que se realicen y el cual tendría una especial atención del Consejo de Estado.



El alto tribunal es la máxima autoridad judicial en relación con los procesos de nulidad, por lo que está llamado a decidir sobre la legalidad de la norma que regula los aspectos técnicos del fracking. Así, si bien en este momento no hay ningún impedimento para que se ejecuten los pilotos, tendrá la última palabra para determinar en los próximos años si, tras una fase de investigación, se puede avanzar a una etapa comercial. No antes, claro, sin evaluar los argumentos de las partes y los eventuales escenarios de aprobarse la técnica. Al final, tal y como dicen todos los actores de la discusión, será una decisión de país.

Extracción de petróleo

Fracking en Colombia: ¿Qué está en juego con el desarrollo de los pilotos?

La Asociación Colombiana de Petróleo (ACP) se pronunció este martes sobre el concepto que emitió la Procuraduría General de la Nación al argumentar que el fracking atenta contra los principios de la Constitución de Colombia. 



En concreto, el gremio aseguró que es respetuoso con el pronunciamiento del Ministerio Público, pero advirtió que &#8220;llama la atención sobre la importancia que tiene para el país en la actual coyuntura apoyar el desarrollo de nuevos proyectos que traerían inversión, empleos y reactivarían la economía; e identificar cómo es posible avanzar en ellos de manera responsable y sostenible&#8221;. 



Frente al concepto que emitió la Procuraduría, la ACP advirtió que &#8220;en el marco de la Acción de Nulidad Simple que se adelanta en la Sección Tercera frente al Decreto 3004 de 2013 y la Resolución No 90341 de 2014, es importante señalar que este pronunciamiento se refiere únicamente a la solicitud de nulidad de las normas que conforman el reglamento técnico y no a la técnica del fracking&#8221;. 



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A su vez, recalcó que &#8220;las razones presentadas por el ente de control no deberían ser los argumentos que deben exponerse en el proceso en curso ante el Consejo de Estado&#8221;. En este momento, ese alto tribunal estudia la normativa del fracking comercial en Colombia. 



Uno de los reproches que hace el gremio es que se cita de manera equivocada el principio de precaución y el principio de desarrollo sostenible, pues confunden impactos con riesgos y &#8220;desconocen que lo relevante en este tipo de proyectos es el alcance del principio de prevención, que permite el manejo de los impactos a través de lo dispuesto en las licencias ambientales&#8221;. 



El presidente de la Asociación, Francisco Lloreda, destacó, de hecho, que la industria ha sido aliada en el desarrollo nacional. &#8220;Ha actuado en el marco de lo dispuesto por las licencias ambientales en sus proyectos, de manera que los impactos existentes puedan prevenirse, mitigarse o compensarse&#8221;. 



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Y es que si bien el Ministerio Público habla sobre el fracking, la ACP advierte que allí, en su concepto, no habla sobre los proyectos piloto que actualmente adelanta el Gobierno. Estos son de suma importancia, dicen, pues permitirán obtener información y mayor claridad frente al uso de la técnica en Colombia.

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Posición de la Procuraduría sobre el fracking no tiene sustento científico: petroleros

Legisladores y el Gobierno de Colombia acordaron suavizar unas tarifas de impuestos a las empresas petroleras y del sector minero que se planean incorporar en una reforma tributaria que hace trámite en el Congreso, dijo el lunes el ministro de Hacienda, José Antonio Ocampo.



La nueva propuesta permitirá a las mineras y las petroleras continuar descontando las regalías que pagan de sus declaraciones de renta, a cambio de incorporar una sobretasa de 5% sobre el impuesto de renta de las compañías del sector.



Para compensar los menores recursos, se acordó aumentar la tarifa del impuesto a las exportaciones extraordinarias al 20% sobre las ventas al exterior de petróleo y el carbón, desde una propuesta inicial de 10%.



El precio de referencia tendría en cuenta el promedio de la cotización del producto en un horizonte de los últimos 20 años.



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Ocampo dijo que, para el caso del petróleo, la tarifa del impuesto a las exportaciones extraordinarias se tomaría a partir de un precio base de 71 dólares por barril, en comparación con la propuesta anterior que iniciaba en los 48 dólares por barril.



El funcionario no detalló inmediatamente cómo quedaría el precio para el caso de las exportaciones de carbón, mientras que se abandonó la idea de incluir las ventas externas de oro.



En tanto, Ocampo aseguró que probablemente el recaudo adicional estimado del proyecto fiscal no alcanzaría los 25 billones de pesos previstos en 2023 (5.647 millones de dólares), pero se abstuvo de ofrecer más detalles.



Además, se eliminó una propuesta de un impuesto al carbono para el gas, la gasolina y el combustible ACPM para evitar un impacto sobre el aumento de la inflación.



El Gobierno espera tener otros cambios del proyecto tributario la próxima semana.



Miles de personas marcharon el lunes para rechazar las reformas políticas, económicas y sociales que planea impulsar el presidente izquierdista Gustavo Petro, quien enfrentó su primera protesta convocada por la oposición 50 días después de que asumió el poder.



Reuters.

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Se suavizan impuestos para petroleras y mineras en la reforma tributaria de Petro

¿Fracking comercial sí o no? Pese al debate ambiental en torno a dicha práctica por sus posibles impactos, los pilotos de investigación, próximos a arrancar, y sus resultados darían la última palabra. En caso de aprobarse dicha técnica, la de explotación comercial de yacimientos no convencionales (YNC), además de garantizar la autosuficiencia energética, dejaría importantes recursos a la actividad económica nacional.



Previo a entrar en detalles de cómo avanza el proceso para los pilotos investigativos de fracking, Francisco José Lloreda, presidente de la Asociación Colombiana de Petróleo (ACP) dijo que en caso de que en la etapa de evaluación de estos proyectos se considere que esta técnica es viable en el país, y pasen a una eventual fase de desarrollo, la inversión podría alcanzar los US$5.000 millones anuales, equivalente al 2% del PIB colombiano.



Lloreda resaltó además que desde la etapa de la perforación exploratoria de los proyectos se percibirían beneficios, &#8220;con un aporte fiscal estimado en US$10 millones entre 2020 y 2022 (US$8 millones en regalías y US$2 millones en derechos económicos). Este nuevo recaudo sería comparable con el impuesto a la renta proveniente de más de 1.000 nuevas pymes&#8221;.



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De acuerdo con la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos (Acipet), cálculos del sector indican que para los proyectos piloto se requerirá una inversión inicial para la fase exploratoria de alrededor de US$600 millones en los primeros años. Así mismo, se estima que &#8220;se podrán generar entre 3.000 y 4.000 empleos, más la activación de toda la cadena de valor del sector&#8221;.



<h2>¿Cómo avanza el proceso de los pilotos?</h2>



Tras varios meses de espera, y de haberse anunciado a inicios de febrero de este año el decreto marco, documento que estableció que debían expedirse 4 regulaciones (social, técnica, ambiental y contractual) para poder avanzar en los pilotos de fracking en el país, se aproxima la convocatoria para escoger las firmas que harán los pilotos.



A inicios de septiembre, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) abrió el proceso para elegir los contratistas que desarrollarán los pilotos de fracking en Colombia. De acuerdo con la entidad, se realizarán cuatro pilotos en las cuencas del Valle Medio del Magdalena y Cesar Ranchería.



En los Contratos Especiales de Proyectos de Investigación​ (Cepi) de la ANH, se estableció el cronograma en el que se espera que el próximo 23 de noviembre se escojan las empresas que harán los pilotos. No obstante, las compañías interesadas deberán surtir un proceso ante la  Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (Anla).



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Sobre este tema, la Cámara Colombiana de Petróleo, Gas y Energía (Campetrol) le explicó a Forbes que para poder hacer los pilotos de investigación en el país se deberá contar con la expedición de la licencia ambiental proporcionada por la Anla. Además, se deberán cumplir con los requisitos técnicos del Ministerio de Minas y Energía. 



&#8220;Luego de que se lleve a cabo un levantamiento de las líneas base en una etapa de condiciones previas, y una vez cumplidos los requisitos y adjudicados los contratos, se pasará a una etapa de perforación, completamiento, estimulación y seguimiento, gestión y monitoreo de las operaciones a nivel, ambiental, social, institucional, de salud y técnico&#8221;, complementó Campetrol.



Por su parte, Carlos Leal, presidente de la junta directiva de Acipet, dijo que de llegarse a dar la adjudicación en noviembre y una vez firmados los Cepi, &#8220;se esperaría que a partir del segundo semestre de 2021 se inicien las actividades de perforación de los pozos, una vez cumplidos los trámites de permisos ambientales, la licencia social, líneas base y los preparativos operacionales&#8221;.



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Desde el Ministerio de Minas y Energía, enfatizaron que &#8220;el Gobierno Nacional ha realizado un trabajo riguroso, siguiendo las recomendaciones de la comisión independiente de expertos&#8221; y recordaron que la fase que arrancará el país próximamente con los pilotos es &#8220;de carácter científico y de investigación&#8221;.



Desde Ecopetrol, quien busca trabajar con ExxonMobil en esta fase investigativa del fracking, tiene en su presupuesto US$127 millones para dicha labor. También, estiman que a corto plazo se requerirán de al menos 250 empleos nuevos en promedio anualmente.



El Ministerio de Minas añadió que &#8220;al ser cuatro proyectos piloto de investigación, cada uno de ellos con dos pozos, que usan la tecnología más avanzada, la generación de nuevos empleos será limitada&#8221;.



<h2>Las cifras en el largo plazo</h2>



Según el directivo de la ACP, en una etapa de desarrollo de estos yacimientos, &#8220;el aporte estimado en los próximos 25 años totalizaría US$36.000 millones (US$10.000 millones en regalías, US$18.000 millones en impuestos, US$6.000 millones en dividendos y US$2.000 millones en derechos económicos)&#8221;.



Lloreda añadió que los YNC dejarían para el país recursos fiscales que permitirían aumentar entre 10% y 15% la inversión total del Gobierno Nacional Central por 25 años ($4 billones por año). 



A lo anterior, Campetrol complementó diciendo que una vez se llegue a la etapa de desarrollo comercial, estiman que la producción promedio anual del país podría aumentar entre 100.000 y 500.000 barriles por día. &#8220;Lo anterior generaría un incremento estimado de entre $1,1 y $5,6 billones anuales en renta petrolera del Gobierno Nacional. Por su parte, la generación de regalías petroleras incrementaría entre $0,2 y $1,2 billones anuales&#8221;, añadió la Cámara petrolera.



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<h2>La otra cara de la moneda</h2>



Luego de que el pasado 4 de septiembre se conociera que el Consejo de Estado negó las medidas cautelares que pretendían suspender provisionalmente el decreto 328 que habilita los proyectos piloto de investigación integral” (PPII) en el país, la Alianza Libre Contra el Fracking informó que seguirán &#8220;controvirtiendo la manera arbitraria en que el Gobierno busca impulsar los PPII sin garantías en términos de participación, de licencia social, y sin la información suficiente para medir los riesgos&#8221;.



La Alianza también indicó que al negarse las medidas cautelares &#8220;no quiere decir que los PPII tengan vía libre, o que hoy el fracking sea legal: la disputa jurídica continúa&#8221;. Por último, se informó que continuarán trabajando en los procesos jurídicos y otras acciones que adelantan contra dicha práctica con el fin de que no se realice la explotación de yacimientos no convencionales en el país.

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Fracking traería al país US$5.000 millones al año en inversión extranjera

Reuters.- Las empresas privadas del sector de petróleo y gas que operan en Colombia están listas para invertir unos 715 millones de dólares en lo que resta del año, para apoyar el proceso de reactivación energético del país impactado por la pandemia de coronavirus, anunció el gremio del sector.



El Gobierno colombiano levantará a finales de agosto el aislamiento preventivo obligatorio que decretó desde el 25 de marzo para contener la pandemia y continuará facilitando la reactivación de la economía bajo estrictos protocolos de seguridad.



&#8220;Las empresas privadas en Colombia están listas para invertir cerca de 715 millones de dólares en 2020 como parte de los recursos que serán fundamentales para el proceso de reactivación&#8221;, dijo en un comunicado divulgado el lunes en la noche el presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), Francisco José Lloreda.



&#8220;Sabemos del potencial que tiene el país en petróleo y gas natural, en tierra firme, costa afuera, Yacimientos No Convencionales (YNC), entre otros, que podrán ser fuente de generación de ingresos y dinamismo económico a nivel nacional y regional&#8221;, agregó.



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El dirigente aseguró que para inyectar esos recursos a la economía del país se requieren algunas medidas, como ajustar las tarifas de gasoductos para llevar de manera competitiva el gas desde la Costa Atlántica hasta el interior y occidente del país, además de culminar la regulación técnica y ambiental para el desarrollo de los proyectos exploratorios offshore en 2021.



Lloreda sostuvo que también es necesario avanzar en los proyectos piloto en yacimientos no convencionales, revisar los costos de transporte de petróleo, fortalecer la prevención y atención a la conflictividad social en las regiones, garantizar la seguridad jurídica en procesos de consulta previa, y asegurar procesos de licenciamiento ambiental efectivos y eficientes.



A comienzos de 2020, la industria de hidrocarburos que opera en Colombia anunció un aumento interanual de su inversión de un 23% a 4.970 millones de dólares.



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Pero en abril dijo que reduciría las inversiones planificadas en más de 1.000 millones de dólares por la caída mundial de los precios del&nbsp;crudo, debido a una combinación de una menor demanda en medio de la propagación del coronavirus y un aumento en la oferta.



El Gobierno recortó sus proyecciones de producción de petróleo para este año a un rango de entre 820.000 y 850.000 barriles diarios. Colombia, el cuarto productor latinoamericano de crudo, alcanzó una producción de 885.851 barriles en promedio diario en 2019, un 2,4% más que el año previo.

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Sector de hidrocarburos listo para invertir US$715 millones en Colombia

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