Ecuador, el sexto productor de petróleo de Suramérica superado recientemente por Guyana, afronta un momento crucial para su industria petrolera, donde desde el Gobierno y el sector privado se apunta al retorno a los contratos de participación como la fórmula más idónea para afianzar uno de los grandes pilares que sostienen la economía nacional.
De 560,000 barriles diarios en 2014, la producción de Ecuador ha caído a 486,000 actualmente, lo que puede agudizarse pronto con luego del plebiscito donde los ecuatorianos votaron mayoritariamente por cerrar y desmantelar el Bloque 43-ITT, el cuarto yacimiento más productivo del país con unos 55,000 barriles al día.
Esa votación sentó un precedente negativo para la industria, en un escenario donde el 80 % de la producción nacional está en manos de la empresa estatal Petroecuador y el 20% restante en empresas privadas que operan a través de contratos de servicios firmados con el Estado, mediante los que reciben una tarifa acordada y pactada por cada barril producido y entregado.
En el delicado escenario actual, los contratos de participación han vuelto a tomar fuerzas entre inversionistas internacionales y el Gobierno, especialmente con el déficit de US$ 4,800 millones que tuvieron las cuentas públicas en 2023, equivalente a casi el 5% del producto interior bruto (PIB).
Las exportaciones de petróleo y derivados rondaron los 9.000 millones de dólares, pero apenas US$ 1,300 millones financiaron los presupuestos estatales de 2024, el 3,6 % del total presupuestado y, en un informe publicado este jueves, el Banco Mundial (BM) recomendó a Ecuador diversificar su matriz productiva y liberar las rigideces introducidas en años pasados al sector privado.
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El Estado, el principal beneficiario
Así, el retorno a los contratos de participación se vislumbra como una opción para que el Estado siga recibiendo ingresos del petróleo sin invertir en exploración y explotación. Este modelo, vigente y aprobado por el Estado, se aplicará en los nuevos procesos de licitación de campos en Ecuador, como en la denominada ronda Intracampos.
Con el nuevo reglamento de la Ley de Hidrocarburos, el Ministerio de Energía puede delegar a la iniciativa privada aquellos campos que requieran inversiones para elevar la producción, hacer exploración o aplicar tecnologías especiales.
En el caso de los yacimientos operados por Petroecuador, el reglamento abre la puerta a los contratos de participación cuando la inversión requerida exceda la capacidad de financiación estatal. En ese caso, los campos serían revertidos al Ministerio para buscar delegarlos a un socio privado.
Este modelo contractual, que es el más común internacionalmente, hace que el operador privado asuma todos los costos y riesgos a cambio de recibir una parte de los beneficios de la producción, que siempre será menor a los beneficios percibidos por el Estado, pues la ley establece que el Estado debe quedarse con al menos el 50% de las utilidades.
En un contrato donde el Estado se llevara el 70,40 % de los beneficios y la empresa privada el 29.60%, un barril vendido a US$ 60, y cuyo costo de producción (inversiones, gastos operativos, y de reversión) fuera de US$ 24, daría US$ 36 de beneficios, de los que 25,30 serían para el Estado y 10,67 para la contratista, que podría reinvertirlos en incrementar la producción bajo estrictos protocolos ambientales.
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Mejor financiación y eficiencia
También las empresas privadas tienen además mejor acceso a financiación externa al incorporar las reservas petroleras en sus libros, lo que no significa que estas queden privatizadas, pues únicamente asume su explotación durante el plazo convenido con el Estado para una mayor eficiencia.
En algunos campos que han pasado de estar operados por empresas privadas a quedar a cargo de la empresa pública se ha visto una paulatina disminución de la producción, como en los bloques 16 y 67.
En esos campos, la producción con operador privado llegaba a los 14,000 barriles al día en 2022, según pudo comprobar EFE en una visita gracias a un acuerdo de colaboración con Petrolia, mientras que desde 2023 los dos yacimientos pasaron a Petroecuador y actualmente registran una producción de 10,000 barriles, resentida por la madurez del yacimiento, la falta de inversión y por conflictos sociales con las comunidades indígenas aledañas.
La Agencia Internacional de la Energía (AIE) prevé que la demanda global de petróleo seguirá en aumento en los próximos meses y para 2025 estimas un consumo de 106 millones de barriles de crudo al día.
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