El precio del petróleo se recuperó en la última semana de marzo, aunque aún no llega a los USD 65 por barril previstos en el Presupuesto. La producción sigue a la baja.
Ecuador redujo su proyección de producción de petróleo para 2023 en un 5% a 487.671 barriles diarios, informó el Banco Central.
Antes del recorte, el Ministerio de Energía estimaba una producción de 514.759 barriles diarios para este año, con la que no será posible cumplir.
De hecho, en el primer trimestre la producción alcanzó los 459.695 barriles diarios, la cifra más baja desde 2003.
Esto pone freno a los planes originales del Gobierno de por lo menos duplicar la producción petrolera del país.
La que más cae es la producción de la petrolera estatal Petroecuador, que extrae el 70% del crudo en Ecuador.
Hay factores coyunturales que explican la baja, como el socavón en el río Marker, en la provincia amazónica de Napo, que sacó de operación los dos oleoductos de Ecuador entre el 23 de febrero y el 1 de marzo de 2023.
Pero también existen tres factores estructurales, que son:
Conflictos sociales
Petroecuador comenzó un apagado de pozos progresivo en cuatro campos petroleros clave, a partir del 22 de marzo.
La decisión se tomó luego de que comunidades amazónicas iniciaran protestas indefinidas en los campos Edén Yuturi, en el bloque ITT, en Auca y en el bloque 16-67.
En este último, incluso, hubo robos y sabotajes que causaron graves daños técnicos en las plataformas de Tivacuno, Capirón y Bogi, ubicadas en la zona norte del bloque, según un reporte de Petroecuador.
Puerta giratoria en Petroecuador
Otro problema estructural es la inestabilidad administrativa en Petroecuador, los cambios de gerentes son frecuentes y esto incide en la continuidad de los planes de inversión para incrementar la producción.
Durante los 22 meses que lleva la gestión del Presidente Guillermo Lasso han pasado seis gerentes generales por Petroecuador:
- Gonzalo Maldonado, quien dirigió la empresa desde el 8 de diciembre de 2020 hasta el 8 de junio de 2021.
- Pablo Luna, en funciones entre el 8 de junio y el 27 de diciembre de 2021.
- Ítalo Cedeño, que estuvo del 28 de diciembre de 2021 y 1 de agosto de 2022.
- Washington Gallegos, gerente subrogante del 2 al 17 de agosto de 2022.
- Hugo Aguiar, que asumió el 18 de agosto de 2022 y quien estuvo en funciones hasta el 11 de febrero.
- María Elisa Soledispa, que asumió como gerente encargada el 11 de febrero hasta la actualidad.
En los últimos 22 meses también han pasado seis funcionarios por el Viceministerio de Hidrocarburos y ocho por la Gerencia de Exploración y Producción de Petroecuador.
La última persona en hacerse cargo de la gerencia de Exploración y Producción fue Linda Barragán, que asumió el 1 de abril de 2023 en reemplazo de Ramón Correa.
Planes no se concretan
El tercer factor estructural que explica la baja producción petrolera es la falta de avances en los planes de Petroecuador para aumentar la producción.
Los principales proyectos con retraso son:
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Pozos cerrados
Pozos petroleros en el campo Auca, ubicado en la Amazonía ecuatoriana, en julio de 2022. Petroecuador.
Petroecuador esperaba reactivar 100 pozos cerrados en 2023, pero la licitación será declarada desierta, anticipó días atrás el ministro de Energía, Fernando Santos.
La reactivación de esos pozos habría permitido subir la producción en 15.000 barriles diarios, con una inversión de USD 80 millones.
Un comité de Petroecuador recomendó la adjudicación al Consorcio Chimborazo Energy, pero, según Santos, el concurso estuvo mal hecho, pues no contó con la autorización del Directorio de Petroecuador.
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ITT
Operaciones de Petroecuador en Tambococha, uno de los campos del bloque ITT, ubicado en el Parque Nacional Yasuní, en la Amazonía ecuatoriana, en marzo de 2021. Flickr de Petroecuador
La campaña de perforación en los campos petroleros del ITT no ha marchado al ritmo esperado.
Del ITT, el área de mayor proyección del país, Petroecuador extrajo 33.396 barriles diarios en el primer trimestre de 2023. Eso es 45% menos que la meta esperada, que era 73.718 barriles diarios.
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Campo Amistad
Vista panorámica del Campo Amistad de gas natural, ubicado en el Golfo de Guayaquil, el 18 de enero de 2021. Twitter de Petroecuador
Petroecuador tampoco ha podido delegar la operación del Campo Amistad a operadores privados.
Ubicado en el Golfo de Guayaquil, el campo de gas natural necesita de inversión privada para incrementar su producción de los actuales 21 millones de pies cúbicos diarios a 100 millones de pies cúbicos por día.
La inversión necesaria asciende a USD 519 millones, dinero que Petroecuador no tiene.
Inicialmente, Petroecuador esperaba adjudicar el proyecto Amistad en agosto de 2022, pero se aplazó un año. Hasta ahora no se ha lanzado oficialmente el concurso, por falta de estudios, según Petroecuador.
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Intracampos eternos
Los seis bloques que serán parte de la licitación en Intracampos II. PRIMICIAS
La Décimo Tercera Ronda Intracampos II, compuesta por seis bloques petroleros está en fase de información a inversionistas.
Se trata de los bloques Lumbaqui, Saywa, Tamya, Tetete Sur, VHR Oeste y VHR Este, ubicados en la provincia de Sucumbíos. Con la licitación, se busca captar inversiones de USD 2.100 millones. La adjudicación estaba prevista para el segundo semestre de 2023.
El precio no compensa
En medio de ese contexto, el precio del petróleo refleja una ligera recuperación a partir de la última semana de marzo de 2023.
A pesar de ello, el petróleo ecuatoriano se ha cotizado por debajo de los USD 65 por barril previstos en la estimación de ingresos del Presupuesto General del Estado 2023.
El petróleo ecuatoriano se vendía a USD 60,8 por barril, según los precios teóricos de Petroecuador del 29 de marzo.
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