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Miércoles, 19 Febrero 2025

Edición 1350 Bogotá, D.C.

ISSN 2711-1636

El comunicado de prensa de la Agencia Nacional de Hidrocarburos aclara la cesión del contrato de exploración y producción del bloque VMM-32 de Ecopetrol S.A. a Cpven E&P Corp. La Agencia explica que su función se limita a verificar el cumplimiento de los requisitos contractuales, respetando la autonomía de las empresas. En este caso, la evaluación de la capacidad financiera de Cpven fue satisfactoria, basada en su patrimonio y respaldada por estados financieros auditados. Desde 2011, Cpven ya tenía una participación del 49% en este contrato bajo un consorcio con Ecopetrol.

La Entidad precisa que los equipos de combustión (TEA) en el territorio nacional deben mantener una eficiencia de combustión superior al 90%. Esta norma surge a partir de la modificación de la Resolución No. 40317 del 10 de abril de 2023, que establece que la Entidad de Fiscalización determinará los rangos aceptables de eficiencia basados en mediciones de 243 TEA durante 2023. Si la eficiencia es reportada igual o superior al 90% mediante metodología indirecta, se requerirá la presencia de personal de la ANH en futuras mediciones. En caso de que la eficiencia sea inferior al 90%, se deberá diseñar un Plan de Trabajo para mejorarla, reportando la efectividad de las medidas en el informe siguiente. La línea base nacional servirá como referencia para futuras mediciones y no se aceptarán caídas por debajo del desempeño anterior sin justificaciones válidas.

La Entidad invita a actualizar información sobre pozos inactivos y los cronogramas de su reactivación o abandono. Se basa en la Ley 2056 de 2020, que otorga a la ANH la responsabilidad de fiscalizar la exploración y explotación de hidrocarburos, asegurando el correcto desmantelamiento y abandono de pozos. La circular menciona que las compañías operadoras con pozos inactivos por más de seis meses deben presentar programas para su abandono o suspensión, con un plazo de ejecución no mayor a 36 meses, estableciendo el 7 de enero de 2026 como fecha límite para acciones específicas. Además, subraya que la falta de cumplimiento con los compromisos establecidos puede resultar en sanciones según la normativa vigente. En consecuencia, las compañías deben actualizar la información y cumplir con los plazos requeridos para evitar sanciones.

En virtud de que la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) actualiza anualmente las tarifas de los Derechos Económicos para los contratos de Exploración y Producción (E&P), Exploración y Explotación (E&E), y Evaluación Técnica (TEA), informa que para 2025, estas tarifas se ajustan con una variación del 1,0638% basada en el Índice de Precios al Productor (PPI) de EE. UU. Se establecen tarifas específicas por hectárea para áreas en exploración y derechos por producción de hidrocarburos y gas natural. Esta actualización se aplicará a partir del 1° de enero de 2025, garantizando un marco adecuado para las operaciones de hidrocarburos en el país.

La CREG anunció la estimación de precios de referencia para la venta al público de combustibles, como gasolina motor corriente y ACPM-Diésel, que rigen a partir del 1 de febrero de 2025. Se consideró el ingreso al productor o importador de gasolina y diésel, así como los costos de transporte y otros factores como pérdidas por evaporación. La circular también menciona resoluciones anteriores que regulan estos precios y detalla cómo se calcularán diversos componentes como márgenes de distribución y sobretasas aplicables.