La afirmación es del ingeniero Germán Espinosa, presidente de la Cámara de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol), quien en diálogo con Portafolio afirmó que la actual operación en los convencionales no solo se debe limitar a los campos existentes. Recalcó que la ronda frecuente y la minuta offshore hacen más atractiva la operación a las empresas oferentes.	Hay que aprovechar al máximo el desarrollo de los yacimientos convencionales, que es con lo que cuenta hoy el país. Por esa vía queda mucho petróleo para sacar. El tema de la producción de los YNC a través del fracking es un capítulo aparte. El Gobierno está haciendo bien esa tarea y hay un buen futuro, pero mientras esto comienza hay que sacarle el mayor provecho a los convencionales.	No hay que desconocer que el país tiene un horizonte de autosuficiencia de petróleo muy precario. Hoy se calculan las reservas en poco más de 7 años, y el tiempo es muy corto frente a los ciclos de exploración que demoran hasta ocho años. Para mantener o extender un poco más los poco años en remanentes de crudo, solo hay que maximizar la operación en los yacimientos que ya existen. Aquí, tenemos un promedio a nivel país de 19% en recobro del aceite original en estos yacimientos. Esto sigue siendo una producción sustancial. Buena parte de los más de 800.000 barriles promedio día que se producen en el país vienen por la vía del recobro.	En los últimos cuatro años del anterior gobierno no se firmó un solo contrato para el desarrollo de campos y la adquisición de sísmica estuvo en sus mínimos. Lo mismo sucedió con la perforación de pozos exploratorios. Y aún así mantenemos una producción promedio diaria por encima de los 800.000 barriles. Las tareas no solo se deben centrar en el tema del recobro mejorado, sino también en el desarrollo nuevos campos, de nuevas cuencas. Hoy, Colombia es un país sub-explorado a nivel de hidrocarburos; hay muchas oportunidades para perforar y encontrar más petróleo, y todavía queda mucho crudo en yacimientos convencionales por sacar.	Por esta razón, hay que reactivar el sector. La puesta en marcha de la ronda frecuente, o la minuta offshore, por parte de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) es un buen comienzo. Además, una gran herramienta es el Mapa de Tierras, el cual no se publicaba hace 18 meses. Con el programa de asignación de áreas, la Agencia puede ofrecer bloques que tiene maduros, o darle la posibilidad a las misma compañías petroleras las que soliciten esos bloques.	Sí. Una muestra son los 20 bloques que ofreció la ANH bajo este modelo y cuya prospectividad, que es relativa, permiten un desarrollo con producción garantizada, ya que entre más pozos de exploración se realicen más aumenta la probabilidad de crecer la extracción. Este mecanismo reactivará la industria y, de paso, incentivará la perforación onshore en las áreas donde ya existe petróleo. Son bloques muy grandes y con muy pocos pozos exploratorios. Así mismo, es competitivo porque se ponen unos programas exploratorios mínimos que el oferente debe cumplir. El proceso es transparente, claro y competitivo, que lo hace atractivo para las empresas petroleras oferentes.	En términos reales sería de mínimo el millón de barriles promedio día al final del presente cuatrienio (2018 - 2022). Pero para llegar a esta meta se debe hacer adquisición sísmica, y los cálculos de Campetrol son en promedio de 20.000 kilómetros por año. Hay que hacer entre 120 y 140 pozos exploratorios por año y, de igual forma, de 1.200 a 1.500 pozos de desarrollo por año. Todas esta tareas llevaría a niveles de inversión superior a los US$4.800 millones.	Al 2022, la inversión estaría por encima de los US$8.000 millones en inversiones para exploración y producción. La proyección está en incorporar entre 2.500 y 3.500 millones barriles que le van a dar al país un incremento de producción por encima del millón de barriles y con sostenibilidad.	Con la reforma hay que devolverle a las regiones productoras por lo menos el 50% de las regalías. Esto vendría de asignaciones directas y de la utilización de algunos de los fondos que ya existen. En regiones donde ya se adelantan tareas de sísmica y perforación de pozos exploratorios, se propone una adición de recursos. Lo mismo sucedería en aquellas zonas donde se realice el recobro mejorado. Por último, flexibilizar el manejo de los Ocad.