¿Habrá ajustes en la política de energías renovables?
No, y por el contrario es seguir con la ejecución. Entre las dos subastas de energía el país quedó con 14 proyectos asignados, nueve eólicos y cinco solares. El epicentro en la matriz de generación eléctrica renovable será La Guajira. Hay un pipeline de proyectos de fuentes limpias, ya que además de los 2.500 megavatios (Mw) que fueron adjudicados en las subastas, hay cerca de 8.000 Mw que ya tienen concepto de conexión aprobado por la Upme.
¿Cómo sincronizará la reactivación sostenible con las tareas mineras y petroleras?
En el sector minero es darle toda la viabilidad y el apoyo a los proyectos de gran escala, que es con tecnología de punta y que cumple con todos los estándares ambientales. Se diversificará la matriz para no depender tanto del carbón, y hacer un énfasis en la producción de metales. En la operación petrolera, el enfoque será el gas natural ya que hay una preocupación por las reservas. La tarea será la de incrementar los remanentes con producción local en el mediano y largo plazo. En estos dos sectores, y en el eléctrico, tenemos en desarrollo 35 proyectos prioritarios que suman $37 billones.
¿Cómo dinamizará las tareas en minería?
Nos enfocaremos en sacar adelante los principales proyectos mineros. Hay que asegurar la entrada en operación del complejo aurífero de Buriticá (Antioquia), en el que se producirán cerca de ocho millones de toneladas de oro, que es un incremento del 20% con respecto a la extracción actual. También se buscará que en el 2021 inicie el montaje de Gramalote (Antioquia). Siguen dos iniciativas pendientes por trámites ambientales que son la de oro en Soto Norte (Santander) y Quebradona (Antioquia)
¿Por qué es importante el proyecto Quebradona para el país?
Esta mina representa una gran oportunidad para el país en el tema de la diversificación minera. Lo que buscamos es que este complejo industrial en su montaje y operación siga todos los estándares ambientales. Por eso no hay que negarse a su desarrollo. El proyecto está en una fase clave que es el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) que ya fue radicado ante la autoridad ambiental y está en proceso de revisión. Y la Secretaría de Minas de la Gobernación de Antioquia, como autoridad minera, analiza actualmente el Plan de Trabajos y Obras (PTO). En el transcurso de este semestre se darán las evaluaciones correspondientes y si se cumplen con los requisitos el proyecto debe salir adelante.
¿Cómo se fortalecerá las políticas y programas de formalización minera?
La meta es cubrir con esta política a cerca de 27.000 mineros que no están formalizados. El Plan Nacional de Desarrolló (PND) abrió la puerta para darle un enfoque diferencial a la minería. En el país hay 110.000 mineros de subsistencia a los cuales se les acompañará con asistencia técnica para asegurar que cuenten con los implementos adecuados para que puedan trabajar de una manera formal.
¿Cómo se dinamizará aún más la tarea petrolera?
A la fecha se han firmado 31 contratos para el desarrollo de bloques petroleros, seis de ellos costa afuera, cuyos compromisos contractuales en exploración suman US$ 2.000 millones. Shell y Noble Energy son los primeros que comenzarán estas tareas en aguas del Mar Caribe a finales del presente año o principios del próximo. La gran oportunidad está en las capitales de la costa norte para que se conviertan en un hub de servicios y bienes petroleros para la exploración costa afuera. Y costa adentro, ya hay suscritos 25 convenios con compromisos de inversión en la fase exploratoria por US$950 millones. La idea es que arranquen en el menor tiempo posible.
¿Cómo se garantizará el abastecimiento de combustibles líquidos apoyado con importaciones y almacenamiento?
Eso dependerá en gran medida de la propia producción de crudo, ya que un 50% lo consume el país. El otro 50% se exporta. En gasolina, hay autosuficiencia. Y solo se importa un porcentaje de diésel. A mediano plazo, con el consumo actual, el suministro está controlado. Se mejorará en la calidad de los combustibles, no solo en el tema del material particulado, sino además en el octanaje.
¿Cómo se dinamizarán los pilotos de ‘fracking’ para validar el potencial en hidrocarburos y los reales impactos de la técnica?
En las próximas semanas debe quedar listo todo el marco regulatorio. En febrero pasado se expidió un decreto marco de política pública sobre su desarrollo. Por el lado de la cartera de Minas y Energía, se publicó para comentarios la resolución técnica con su respectivo reglamento. La de Ambiente, también sacó para comentarios los términos de referencia ambiental, porque se expedirá un licenciamiento ambiental especial para esos pilotos. La del Interior sacará para comentarios una norma con los lineamientos para el relacionamiento con el territorio. Y finalmente, la ANH también publicó para comentarios un Acuerdo que define los temas contractuales.
¿Cómo recuperar la competitividad del sector petrolero en temas como tarifas de los oleoductos, consulta previa, y licenciamiento ambiental?
En los dos últimos, hay un preocupación porque esos procesos deben ser más expeditos. Por la pandemia, la consulta previa debe moverse a unos esquemas para realizarlas de manera semipresencial.
En las tarifas de oleoductos, cada cuatro años se revisa la metodología. La última fue en el segundo trimestre del 2019. La regulación permite que antes que el Gobierno fije de manera unilateral los precios, haya una fase de negociación bilateral, pero al inicio de esta había mucho escepticismo por parte de las remitentes.
Al final, se lograron acuerdos sobre el 78% de los trayectos con base en una tarifa menor a la que regía para ese momento. Pero con el desplome en los precios del crudo no permitió que los costos de operación por el transporte fueran viables. Se hicieron nuevos acuerdos para flexibilizar la operación. Por esta razón, en este momento no se está pensando en intervenir las tarifas del transporte por oleoductos.
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