MinMinas estableció requisitos para otorgar contratos de concesión minera de pequeña escala
El 21 de octubre de 2020 el Ministerio de Minas y Energía expidió el Decreto 1378, mediante el cual se adicionaron al Decreto 1073 de 2015 los requisitos diferenciales para otorgar contratos de concesión a mineros de pequeña escala y beneficiarios de devolución de áreas, con el fin de fomentar que, por una única vez, los mineros de pequeña escala y los beneficiarios de devolución de áreas para la formalización puedan acceder a un contrato de concesión a partir del cumplimiento de los requisitos diferenciales. Esto, sin perjuicio de que posteriormente puedan presentarse a obtener más contratos cumpliendo con los requisitos del régimen ordinario.
El Decreto define a los mineros de pequeña escala, como aquellos que cumplan con las siguientes condiciones:
- No ser titulares de un titulo minero vigente.
- Requerir de una concesión de hasta 100 hectáreas.
- Que su producción anual corresponda al volumen establecido, según el tipo de mineral, en el literal c del artículo 2.2.5.4.4.1.1.3 del Decreto.
Asimismo, se entienden como beneficiarios de devolución de áreas para la formalización, los pequeños mineros a favor de quienes opere la devolución de áreas o que requieran ser reubicados por restricciones ambientales o sociales en la zona de influencia del proyecto.
Adicionalmente, respecto de los requisitos diferenciales a cumplir para presentar una propuesta de contrato de concesión y el contenido de la propuesta, se establecen entre otros los siguientes:
Requisitos de presentación: Tanto los mineros de pequeña escala como los beneficiarios de devolución de áreas para la formalización deberán cumplir con lo siguiente:
- Seleccionar un área libre, un área de solicitud de conversión, o un área objeto de devolución en el sistema integral de gestión minera;
- Indicar el municipio, departamento y autoridad competente aplicable según el área;
- Indicar los minerales a incluir en el objeto del contrato;
- Incluir un anexo técnico con el programa exploratorio mínimo junto con la idoneidad ambiental del proyecto; y
- Acreditar la capacidad económica a partir de los criterios diferenciales establecidos por la autoridad minera.
Contenido de la Propuesta: La propuesta de contrato deberá cumplir con lo establecido en el artículo 2.2.5.4.4.1.2.1 de acuerdo con los términos de referencia diferenciales y el anexo técnico del literal d del mencionado artículo.
Características específicas: En caso de que se acepte la propuesta por parte de la autoridad minera, el contrato de concesión se otorgará en etapa de exploración con explotación anticipada, cuya vigencia será la misma del periodo exploratorio de tres (3) años establecido en el artículo 71 de la Ley 685 de 2001, prorrogables por dos (2) años adicionales, siempre y cuando la solicitud se encuentre justificada.
Adicionalmente se establece que quienes sean beneficiarios de contratos de concesión con requisitos diferenciales, recibirán un acompañamiento técnico por parte de la autoridad minera en caso de solicitarlo y también estarán sujetos a un proceso de fiscalización diferencial según aplique.
Finalmente, los titulares de contratos de concesión podrán integrar las áreas dadas en concesión, sin perder los beneficios del Decreto, siempre y cuando con la integración, no se excedan los límites de hectáreas dispuestos según corresponda.
Asimismo, para que un cesionario de los contratos de concesión sea beneficiario de los beneficios contemplados en el Decreto, se deberá dar un adecuado cumplimiento de los criterios diferenciales.
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El Ministerio de Minas y Energía aprobó el Plan de Abastecimiento de Gas Natural
En el marco de las competencias otorgadas al Ministerio de Minas y Energía (“MME”) por medio del artículo 2.2.2.28. del Decreto 1073 de 2015 y después de haber recibido de la UPME en julio de este año el “Estudio Técnico para el Plan de Abastecimiento de Gas Natural 2019-2028”, el MME adoptó el Plan de Abastecimiento de Gas Natural 2019-2028 por medio de la Resolución 40304 del 15 de octubre de 2020. Este plan de abastecimiento presenta la descripción de los proyectos más importantes para suplir la demanda de gas en el país entre los cuales se encuentra la infraestructura de importación de gas del pacífico, que incluye la planta de regasificación y el gasoducto Buenaventura – Yumbo.
Una de las recomendaciones de la UPME en el estudio técnico entregado al MME, es que la infraestructura de importación de gas del Pacífico entre en operación hacia el 2024, puesto que para esa época es altamente probable que se presente un fenómeno del Niño lo que conlleva a un alto consumo de gas en el país. Por lo anterior, y para atender los aumentos de demanda, se decidió que deben adoptarse incentivos para la terminación temprana del proyecto, y por tanto es útil establecer condiciones regulatorias con el fin de retribuir la terminación temprana. Dicha tarea quedará en manos de la CREG a través de su facultad regulatoria, no solo para el mencionado proyecto sino para todos los proyectos incluidos en el plan, de acuerdo con el artículo 2 del mismo.
Así las cosas, en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural se incluyeron los siguientes proyectos:
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Proyecto |
Descripción |
Puesta en Operación |
| Capacidad de Transporte en el tramo Mariquita – Gualanday | Diseño, adecuación y montaje de la infraestructura necesaria para garantizar una capacidad de transporte de 20 Millones de Pies Cúbicos (“MCPD”). | Diciembre 2022 |
| Bidireccionalidad Barrancabermeja – Ballena | Diseño, adecuación y montaje de la infraestructura necesaria para garantizar una capacidad de transporte bidireccional de 100 MCPD. | Diciembre 2022 |
| Bidireccionalidad Barranquilla – Ballena | Diseño, adecuación y montaje de la infraestructura necesaria para garantizar una capacidad de transporte bidireccional de 170 MCPD. | Diciembre 2022 |
| Interconexión Barranquilla – Ballena con Ballena – Barrancabermeja | Diseño, adecuación y montaje de la infraestructura necesaria para garantizar la interconexión del tramo Barranquilla – Ballena y el tramo Ballena- Barrancabermeja con una capacidad de transporte bidireccional de 170 MCPD. | Diciembre 2022 |
| Ampliación capacidad de transporte ramal Jamundí – Valle del Cauca | Diseño, adecuación y montaje de la infraestructura necesaria en el ramal Jamundí que garantice la atención de la demanda en el nodo Popayán de 3 MCPDD. | Diciembre 2022 |
| Bidireccionalidad Yumbo- Mariquita | Adecuación y montaje de infraestructura necesaria para garantizar una capacidad de transporte bidireccional de 250 MCPD. | 58 meses a partir de la selección de un inversionista para la ejecución de la infraestructura de importación gas del pacífico. No más tarde de diciembre 2024. |
| Planta de Regasificación del Pacífico ubicada en la Bahía de Buenaventura – Valle del Cauca. | · Capacidad de regasificación no menor a 400 MCPD.
· Capacidad de almacenamiento no menor a 170.000 m3 de gas natural licuado – GNL |
58 meses a partir de la selección de un inversionista para la ejecución del proyecto. No más tarde de diciembre 2024. |
| Gasoducto desde la Planta de Regasificación ubicada en la Bahía de Buenaventura, hasta un punto de entrega al Sistema Nacional de Transporte en Yumbo. | Capacidad de transporte no menor a 400 MCPD en un punto de entrega al Sistema Nacional de Transporte en Yumbo | 58 meses a partir de la selección de un inversionista para la ejecución del proyecto. No más tarde de diciembre 2024. |
La ejecución de los procesos de selección de inversionistas que eventualmente desarrollarán estos proyectos queda en cabeza de la UPME, como lo menciona el artículo 3 del plan.
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MinMinas estableció criterios para la exploración y explotación de hidrocarburos offshore
Con base en lo anterior, se establece que la Resolución aplicará a los operadores y proveedores de servicios petroleros para actividades off-shore, quienes se verán obligados a dar cumplimiento al contenido de la Resolución y en caso de que quieran aplicar otras normas, deberán solicitarlo formalmente a la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), justificando técnicamente el cambio de normativa aplicable.
La Resolución establece, entre otros, los siguientes criterios técnicos que deben ser tenidos en cuenta y cumplidos por los interesados en desarrollar este tipo de actividades:
- Seguridad de los procesos: De manera previa al inicio de las operaciones, los operadores deberán presentar el programa de Gestión de Seguridad de Procesos.
- Competencia del personal: El operador deberá garantizar que su personal cuente con la experiencia certificada necesaria para desarrollar las actividades, tanto para la seguridad de los procesos como para responder emergencias.
- Perforación de pozos: La maquinaria usada para realizar la perforación deberá cumplir con el Código Internacional para la Construcción y el Equipo de Unidades Móviles de Perforación Mar Adentro. Asimismo, se deberá asegurar que las actividades se desarrollen en condiciones mecánicas y estructurales apropiadas, garantizando así la integridad del pozo.
- Intervención de pozos: Para realizar cualquier actividad que se considere como de intervención, se deberá solicitar a la ANH la autorización de los trabajos a través de la respectiva forma 7CR.
- Producción de pozos: De manera previa, se deberá presentar ante la ANH el plan de desarrollo para las operaciones, el cual deberá contener la información básica de los diseños y diagramas de la estructura que se usará.
Finalmente, se establece como régimen de transición que los contratos vigentes en fase de explotación deberán dar cumplimiento a la Resolución en lo relacionado con las actividades de perforación, completamente e intervención de pozos, mientras que para la producción se deberá seguir aplicando la normativa previa.
Hasta hoy se podrán comentar criterios técnicos para proyectos de hidrocarburos costa afuera
El pasado 23 de julio de 2020, el Ministerio de Minas y Energía (“MME”) publicó un proyecto de resolución “Por el cual se establecen los criterios técnicos para proyectos de exploración y explotación de hidrocarburos costa afuera en Colombia”, respecto del cual los interesados podrán presentar comentarios a más tardar hasta hoy, 30 de julio del presente año. El proyecto de resolución se encuentra disponible aquí.
Del proyecto de resolución resaltamos los siguientes aspectos:
- Su propósito es establecer los requerimientos técnicos para la ejecución de proyectos y actividades de exploración de producción de hidrocarburos costa afuera, con el fin de fomentar un desarrollo seguro, sostenible y responsable del sector.
- El ámbito de aplicación incluye a los operadores que desarrollen actividades de perforación, intervención de pozos y producción de hidrocarburos costa afuera bajo el lecho marino en aguas someras, profundas y/o ultra profundas del territorio colombiano, y a las personas jurídicas que hayan suscrito cualquier contrato para la exploración y explotación de hidrocarburos con la Agencia Nacional de Hidrocarburos o con Ecopetrol S.A.
- La utilización de normas, estándares o prácticas diferentes a las señaladas en la resolución por parte de un operador, requerirá de la aprobación previa del MME Energía o la autoridad que este delegue, solicitud que deberá contener razones técnicas que justifiquen apartarse de la resolución y que demuestren que lo propuesto garantiza las mismas o mejores condiciones del desarrolle sostenible y responsable de la actividad, en aras de reducir al mínimo el impacto medioambiental, la seguridad de las personas y los equipos utilizados.
- El operador deberá dar cumplimiento de estándares internacionales en materia de seguridad de los procesos durante las actividades de perforación, intervención de pozos y producción de hidrocarburos costa afuera, y la obligación de exigirles a los proveedores de bienes y servicios entrenamiento y certificaciones para que se adopten prácticas responsables de salud ocupacional, seguridad industrial y medio ambiental (Título 2).
- Para la realización de actividades de diseño, construcción y operación de plataformas fijas, construcción, completamiento, perforación y abandono de pozos, el operador deberá dar cumplimiento a ciertos estándares internacionales y/o requisitos técnicos contenidos en el Título 3 del borrador de resolución. Así mismo, en el Título 4 se establece que cuando el operador considere necesario intervenir un pozo o realizar pruebas iniciales de producción, deberá contar con la autorización previa del MME o a quien este designe.
- Para llevar a cabo actividades de producción, el operador deberá remitir al MME o a quien este designe un plan de desarrollo que deberá contener la información a que se refiere el artículo 24 de la resolución y deberá dar cumplimiento a los estándares y prácticas señaladas en el artículo 25 y siguientes para el diseño y montaje de las estructuras fijas y flotantes de producción, las facilidades y ductos y las instalaciones submarinas.
- El MME o a quien este delegue podrá llevar a cabo directamente, o a través de terceros, inspecciones programadas a los equipos de perforación e intervención de pozos, comunicando por escrito al operador con un plazo de antelación.
- Para asegurar su capacidad de respuesta ante derrames y contención de pozo, y sin perjuicio del Plan de Contingencias que apruebe la autoridad ambiental competente, el operador que emplee válvulas de seguridad tipo BOPs submarinas o superficiales, deberá demostrar que podrá desplegar recursos de contención adecuados para responder ante explosiones o pérdidas de control del pozo, certificando la existencia de un contrato con alguna compañía de contención de pozos acreditada para el efecto.
Ya están definidas las reglas para los Proyectos Pilotos de Investigación sobre Yacimientos no Convencionales
El Ministerio de Minas y Energía (“MME”), por medio del Decreto 328 de 2020, definió las condiciones que se deberán cumplir para realizar los Proyectos Pilotos de Investigación Integral (“PPII”), observando lo dispuesto por la Sala de lo Contencioso del Consejo de Estado en el Auto del 17 de septiembre de 2019.
Para los anteriores efectos, las personas jurídicas interesadas en desarrollar PPII deberán solicitarlo a la Agencia Nacional de Hidrocarburos (“ANH”), la cual a su vez deberá definir los mecanismos contractuales para hacerlo. Así mismo, el MME y el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible respectivamente deberán definir los lineamientos técnicos y términos de referencia para realizar la actividad.
Los PPII se desarrollarán en las siguientes tres etapas:
(i) condiciones previas; iniciará con la expedición del Decreto y tendrá la duración necesaria hasta que el proyecto PPII obtenga su respectiva licencia ambiental. Su objetivo es diagnosticar condiciones en materia social, ambiental, técnica e institucional para el desarrollo de los PPII, previo a la perforación de los pozos.
(ii) concomitante; iniciará con el otorgamiento de la licencia ambiental y se extenderá hasta la terminación de actividades contenidas en el PPII. El objetivo es desarrollar las actividades de perforación, completamiento, fracturación, estimulación y dimensionamiento del yacimiento; y simultáneamente, revisar, gestionar y monitorear los aspectos técnicos, ambientales, de salud, sociales e institucionales.
(iii) evaluación; inicia con la terminación de las actividades contenidas en los PPI y finaliza con la publicación de los resultados de la evaluación. Su objetivo es evaluar: (i) la información generada y las necesidades de fortalecimiento institucional; y (ii) los resultados de los proyectos PPII con el fin de determinar, si se cumplen las condiciones que permitan proceder con la exploración comercial en Yacimientos No Convencionales mediante la técnica de Fracturamiento Multietapa con Perforación Horizontal. En esta etapa también se publicarán los resultados de la evaluación elaborada por el Comité Evaluador.
El Comité Evaluador estará conformado por:
- El Ministro de Hacienda y Crédito Público o su delegado;
- El Ministro de Salud y Protección Social o su delegado;
- El Ministro de Minas y Energía o su delegado;
- El Ministro de Ambiente y Desarrollo Sostenible o su delegado;
- Un representante experto en temas ambientales vinculado a una universidad acreditada;
- Un representante experto en temas de hidrocarburos vinculado a una universidad acreditada; y
- Un representante de las asociaciones, corporaciones y organizaciones nacionales de la sociedad civil.