El Estado espera casi USD 4.000 millones de cobro adelantado por bloques petroleros que se concesionarán
La proforma presupuestaria 2025 proyecta ingresos por casi USD 4.000 millones provenientes de cobros adelantados por la concesión de bloques petroleros.
Imagen referencial de instalaciones de Petroecuador.
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Cortesía Petroecuador.
Autor:
Santiago Ayala Sarmiento
Actualizada:
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La proforma presupuestaria enviada por el Ejecutivo a la Asamblea Nacional, el pasado 22 de agosto de 2025, describe algunos justificativos mediante los cuales fue construida.
Uno de ellos es en el área petrolera, en la que el Estado prevé ingresos de USD 3.986,38 millones por "el cobro de un pago inicial de la inversión total comprometida por la concesión de bloques hidrocarburíferos previstos para 2025".
El texto señala que el Ministerio de Energía y Minas, a través del Viceministerio de Hidrocarburos, se encuentra identificando y estructurando la información de los activos susceptibles para la realización de procesos de contratación para el sector hidrocarburífero a través de licitaciones públicas.
Estas licitaciones son la vía para adjudicar áreas de exploración y explotación de hidrocarburos, y son reguladas por el Comité de Licitación Hidrocarburífera (COLH).
"En el contexto de los procesos de licitación y adjudicación de bloques hidrocarburíferos previstos para 2025, se plantea un escenario en el cual el Estado ecuatoriano establece, dentro de las condiciones contractuales, el cobro de un pago inicial (“upfront payment”) de la inversión total comprometida por cada concesión. Por este concepto se estima una recaudación de USD 3.986,3821 millones".
El pasado 15 de agosto de 2025, autoridades del sector hidrocarburífero mostraron, a puerta cerrada a expertos y líderes de la industria, una hoja de ruta con un ambicioso plan compuesto por 49 proyectos en el sector petrolero, que demandará una inversión de USD 47.367 millones.
Dentro de esa presentación, se detalla que los bloques a concesionar, por parte de Petroecuador, bajo la modalidad de "Servicios Específicos Integrados con Financiamiento", son el 31, 12, 48, 7, 21 y 15.
Los contratos de servicios específicos integrados con financiamiento son aquellos en los que una petrolera privada invierte en el campo y, a cambio, recibe el pago de una tarifa por barril extraído. En este tipo de contratos, el Estado no pierde la propiedad del campo petrolero.
Además, en este tipo de contratos de servicios, usualmente, las contratistas privadas pagan un bono anticipado al Estado por su decisión de dejarlas entrar al campo petrolero.
No es la primera vez que el Estado usa esta figura. En 2015, la administración de Rafael Correa firmó un contrato de servicios específicos integrados con financiamiento con la empresa Schlumberger para el campo Auca que incluyó un bono anticipado de USD 1.500 millones.
El Gobierno de Daniel Noboa también buscó delegar el campo petrolero Sacha, el más producto de Ecuador, a un consorcio chino-canadiense, Sinopetrol. El contrato que se planteaba para Sacha era de participación, con el que Estado pierde la propiedad del campo y solo participa de una parte de la producción, que en el caso de Sacha era de entre el 12,5% al 20%.
Lo anterior alimentó críticas de distintos sectores como los trabajadores petroleros y el Gobierno terminó dando de baja el proceso en marzo de 2025.
Aunque en el reciente proyecto de concesiones de campos de Petroecuador no se incluye a Sacha, nuevamente se conoce, extraoficialmente, que el Gobierno volvería a empujar esta posibilidad.
El ojo está en bloques con menor producción diaria
Según cifras del Banco Central del Ecuador, los bloques 12 y 31, compuestos por los campos Apaika Nenke, Edén Yuturi, Dumbique, Pañacocha, Tumali, Tangay y Yanahurco, redujo 6,9% su producción diaria: de 38.296 barriles, entre enero y julio de 2024, a 35.636, en el mismo periodo de 2025.
En el caso del Bloque 15, conformado por los campos Indillana, Limoncocha, Concordia, Itaya, Jivino, Laguna, Paka Norte, Paka Sur, Palmeras. Norte, Palmar Oeste, Tuich, Quinde, y Yanaquincha Norte, Este y Oeste, su producción diaria fue de 15.612 barriles diarios entre enero y julio de 2025, frente a 15.312 barriles diarios en el mismo periodo de 2024.
Por su parte, los bloques 7 y 21, que agrupan a los campos Payamino, Gacela, Lobo, Oso, Mono, Yuralpa y Coca, también registró una producción diaria menor entre enero y julio de 2024 y 2025. Mientras el año pasado fue de 21.173 barriles diarios, en este año cayó a 20.502 barriles, esto es 3,2% menos.
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