Hoisting Winches *

Están listos para la firma los primeros cuatro contratos de la nueva política petrolera. El ministro de Minas y Energía, Luis Ernesto Mejía, anunció que el martes pasado se aprobaron en el Consejo Directivo de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) cuatro contratos para la exploración y explotación de áreas en el Magdalena Medio. “Tres de dichos contratos tienen capital colombiano y la otra es una firma extranjera que lleva muchos años explorando en el país”, explicó el jefe de la cartera energética. Uno de los contratos denominado Yamú, está ubicado en los Llanos Orientales y le permitirá a la empresa Winchester de Estados Unidos, con capital colombiano, explorar y explotar 74.000 hectáreas. Esperanza, ubicado en el Valle Inferior del Magdalena, es otro de los contratos aprobados, cuya extensión es de 44.000 hectáreas y estará a cargo de la Unión Temporal Esperanza conformada por Geoproductions Oil y Rayl Oil Company, sucursales colombianas de empresas americanas. Por su parte, la empresa colombiana Petrocolombia, podrá explorar y explotar el campo Mapuiro, ubicado en la cuenca de los Llanos Orientales y cuya extensión es de 16.000 hectáreas. Guataqui, ubicado en el Valle Medio del Magdalena y con una extensión de 45.000 hectáreas, conforma el cuarteto de campos y éste lo podrá explorar y explotar la firma Argosi de origen americano. Estos contratos que ya fueron aprobados podrán ser firmados en las próximas semanas, una vez se completen todos los requisitos de pólizas y otras formalidades como los documentos de Cámara de Comercio, pues sólo cuentan con 30 días después de la aprobación. De acuerdo con el director de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Jorge Armando Zamora, esta es una muy buena noticia para el país y es el primer paso para lograr la meta de firmar como mínimo 20 nuevos contratos este año. Estos contratos tendrán compromisos hasta por 28 millones de dólares. También se conoció que hay listos otros dos contratos para ser aprobados pues ya se terminaron las negociaciones y está pendiente que pase al Consejo Directivo de la ANH. Así mismo, el ministro Mejía dijo que esto se suma a la operación que se viene haciendo en el Bloque Tayrona en la costa afuera colombiana, donde se rescató a ExxonMobil como inversionista en exploración y producción y se cuenta con la participación de Petrobras. “Ya se hicieron las operaciones de sísmica en tres dimensiones y de barrido en baja frecuencia. Ya los buques vinieron, hicieron su operación y se fueron. En este momento estamos en la etapa de análisis de la información obtenida y pronto estaremos definiendo cuáles serían los lugares más adecuados para perforar”, explicó el Ministro. De hecho se tiene previsto que el 31 de julio se firme este contrato entre Ecopetrol, Petrobras y ExxonMobil, que será el más grande durante este año. “Tenemos confianza de que se logrará la meta de 20 contratos firmados este año. De hecho ya se han dado a conocer 30 intenciones para realizar contratos con la nueva política petrolera”, aseguró el director de la Agencia. Política petrolera Los cambios buscan atraer la inversión privada y ganar competitividad internacionalmente. En tal sentido hay cinco cambios, fundamentalmente con respecto al contrato de asociación que venía operando. El primero, es que desaparece la participación directa del Estado. Hasta hoy la empresa que exploraba el campo debía asumir sola los costos, pero si se le declaraba la comercialidad Ecopetrol le devolvía el 30 por ciento de la inversión a cambio de entrar a participar con dicho porcentaje en la explotación del descubrimiento. Ahora, la empresa invierte sola y si le declaran la comercialidad sigue sola y asume todos los gastos así como recibe todos los ingresos. “No necesariamente el Estado invierte. La empresa que solicite un área invierte a su propio riesgo pero a cambio recibe la totalidad de los derechos de producción, después de regalías”, explicó Zamora. Las regalias Con respecto a las regalías se mantiene el actual esquema, es decir, regalías variables de 5 a 25 por ciento que varían de acuerdo al nivel de producción de los campos. La segunda diferencia es el método de asignación de áreas. Hasta hoy Ecopetrol ponía a disposición unas áreas que él mismo había “calentado”, es decir, había estudiado y consideraba que eran explotables. Con esa información salía a ofrecer unos bloques, en algunos casos directamente a un grupo de compañías o en otros a través de licitaciones. Con el nuevo contrato la asignación es directa y no está sometida a concursos o licitaciones. La empresa que esté interesada en un área lo manifiesta por escrito y la Agencia lo adjudica sin mayor demora. Además, el Estado dejó de ser juez y parte de la contratación petrolera desde el mismo momento en el que se expidió el Decreto 1760 del 26 de junio de 2003 mediante el cual modificó la estructura orgánica de la Empresa Colombiana de Petróleos y se creó la ANH. “El Estado, a través de la Agencia, va a asegurar que los compromisos que adquieren las empresas se cumplan pero no necesita tener participación en las decisiones financieras y técnicas de los inversionistas, éstas son ahora potestad de cada uno según su mejor criterio, siempre y cuando se realicen dentro de la mejor práctica industrial”, advierte Zamora. El seguimiento al contrato no es intrusivo, es decir, cada empresa puede invertir donde quiera porque la participación del Estado sólo es de vigilancia y control. Estos cambios le generan y garantizan independencia a los inversionistas quienes deberán asumir directa y totalmente los riesgos que asuman. En tal sentido, Ecopetrol participará como un competidor más y se deberá ceñir a las mismas condiciones. De hecho, el Estado ahora puede invertir pero a través de la estatal petrolera que ya tiene unas áreas propias y que además podrá solicitar otras nuevas sola o en asocio con otras empresas particulares. Con el nuevo contrato petrolero los inversionistas tendrán seis años para explorar y 24 para explotar el campo, es decir, dos años más con respecto a los 22 que actualmente se conceden. Pero adicionalmente, se brinda la posibilidad de extender automáticamente el contrato hasta su agotamiento, siempre y cuando la compañía cumpla con unas condiciones mínimas como la actividad permanente y continuada en el campo respectivo y un plan de recuperación adicional activo. Esta prórroga tendrá un beneficio económico para el país, toda vez que la Agencia Nacional de Hidrocarburos deberá recibir 10 por ciento del valor de la producción, después de regalías, cuando se trate de crudo líquido y 5 por ciento cuando sea gas o crudo pesado. El inversionista tendrá derecho a esta prórroga si se solicita entre 1 a 4 años antes de terminación y deberá estar produciendo regularmente y tener activo proyectos de recobro mejorado o programas de perforación. Y con el fin de incentivar la devolución de áreas, el nuevo esquema de contratación contempla un canon “superficiario”, similar al que se utiliza en los contratos de carbón. Dicho canon contempla cobrar un monto representativo por la utilización del suelo a partir de la segunda fase exploratoria y hasta la terminación del período de exploración. El costo del canon variará de 25 centavos de dólar por hectárea hasta 1,50 dólares por hectárea.

A mediados de este mes se podría firmar uno de los contratos de exploración de hidrocarburos más grandes del país. Se trata del acuerdo que fue aprobado el pasado 22 de julio por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), al consorcio conformado por Ecopetrol S.A., ExxonMobil y Petrobras. El contrato permite la exploración del bloque Tayrona, en un área de más de 4,4 millones de hectáreas en aguas del Caribe colombiano, que va desde de cercanías de la ciudad de Cartagena hasta el norte del departamento de La Guajira. Este bloque fue asignado a Ecopetrol por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) el pasado 30 de abril de este año y se llegó al contrato luego de que las petroleras de Colombia y Brasil suscribieran un memorando de entendimiento en marzo de este año al que se sumó ExxonMobil mediante un otrosí firmado el primero de mayo. Las compañías tendrán 18 meses para explorar, al final de los cuales deberán devolver el 50 por ciento del área con el fin de que la ANH la pueda ofrecer a otras compañías. De esta área hace parte el bloque Bahía, en el que Ecopetrol ha desarrollado un programa de 1.100 kilómetros cuadrados de sísmica de tres dimensiones, un trabajo que se realizó por primera vez en aguas profundas en el caribe colombiano. Esta zona del país es considerada con alto potencial para el hallazgo de hidrocarburos, tanto líquidos como gaseosos, y hoy presenta un bajo nivel de exploración. Hace más de 20 años que no se perfora un pozo en esta área. El conocimiento de las dos petroleras extranjeras en materia de perforación en aguas profundas, unido al aporte de tecnologías e inversiones, serán fundamentales en la nueva alianza con Ecopetrol para explorar el caribe colombiano. Se prevé que Petrobras será el operador durante la fase exploratoria y ExxonMobil lo será en la fase de desarrollo si se llega a descubrir gas en el bloque. De acuerdo con el director de la agencia, en lo que va corrido del año ya hay 10 contratos listos para su firma y sólo falta hacer allegar algunos documentos que son requisito para suscribirlos. Estos contratos de exploración y explotación se centran fundamentalmente en los Llanos, el Valle Inferior del Magdalena y el Valle Medio del Magdalena. Uno de esos contratos es el denominado Yamú, ubicado en los Llanos Orientales y le permitirá a la empresa Winchester de Estados Unidos, con capital colombiano, explorar y explotar 74.000 hectáreas. Otro es Esperanza, ubicado en el Valle Inferior del Magdalena, cuya extensión es de 44.000 hectáreas y estará a cargo de la Unión Temporal Esperanza conformada por Geoproduction Oil y Rayl Oil Company, sucursales colombianas de empresas americanas. Por su parte, la empresa colombiana Petrocolombia, podrá explorar y explotar el campo Mapuiro, ubicado en la cuenca de los Llanos Orientales y cuya extensión es de 16.000 hectáreas. Guataqui, ubicado en el Valle Medio del Magdalena y con una extensión de 45.000 hectáreas, lo podrá explorar y explotar la firma Argosy Energy International de origen americano. A su vez Harken de Colombia explorará el área Río Verde en los Llanos, contrato que contempla en la primera fase que contempla 20 meses prevé el reprocesamiento de 300 kilómetros de sísmica y la adquisición de 50 más, así como estudios geológicos. El consorcio Petrotesing Colombia S.A & Colregistros explorará en el Valle Medio del Magdalena el área Paradigma donde hará un reprocesamiento de sísmica en una primera fase de seis meses. En el Valle Inferior del Magdalena está La Creciente, área que será explorada por Stratus Oil, mientras que la Unión Temporal Aclaraban lo hará en Joropo, bloque ubicado en los Llanos.

T. GABRIEL, Louisiana, August 27, 2009

Olin Chlor Alkali Products, una división de Olin Corporation, ha concluido satisfactoriamente la reciente modernización de su planta de cloro álcali en San. Gabriel, Louisiana, Estados Unidos. El proyecto de construcción tomo más de dos años y el costo fue de aproximadamente 170 millones de dólares. La planta generará alrededor de 110 empleos y generará alrededor de 500,000 dólares al año en ganancias.

Se espera que la planta este operando al 100% a finales de septiembre de 2009.

Olin Corporation es un fabricante concentrado en dos segmentos de negocio: Chlor Alkali Products y Winchester. Olin Chlor Alkali Products, ubicado en Cleveland, Tennessee, es uno de los más grandes fabricantes en Norteamérica de cloro y sosa cáustica.