A la crisis eléctrica que vivió Ecuador en 2024, se sumó la crisis en el sector petrolero. La producción petrolera cerró el año con una caída del 2% el año pasado.
Así Ecuador extrajo 466.895 barriles diarios de petróleo entre enero y noviembre de 2024. Es la cifra más baja desde 2020 el año de la pandemia de Covid-19 que tuvo grave repercusiones en la economía del país.
El resultado negativo se explica principalmente por una caída en la operación de la estatal Petroecuador, la mayor petrolera del Ecuador, pues es la responsable del 80% de la producción nacional.
Así Petroecuador extrajo 374.219 barriles diarios entre enero y noviembre de 2024. Es decir una caída promedio de 12.459 barriles diarios de petróleo o un 3% frente al año previo.
Petroleras privadas lograron subir la producción
Las petroleras privadas, en cambio, mostraron mayor resiliencia en un año difícil para el sector petrolero y tuvieron un un aumento de la producción del 5%.
La producción de las petroleras privadas pasó de 88.596 barriles diarios de 2023 a 92.675 barriles diarios de petróleo.
El buen desempeño de las petroleras privadas se debe, entre otros, a un incremento de la producción de la petrolera argentina PCR, de 6.000 barriles diarios a 8.000 barriles diarios en especial, tras la incorporación de tres pozos del bloque Sahíno.
Además, PCR alcanzó un acuerdo en octubre de 2024 con el gobierno de Daniel Noboa para ampliar su contrato en el bloque Palanda Yuca Sur, ubicado en la provincia amazónica de Orellana.
Pero este desempeño positivo de las petroleras privadas no fue suficiente para revertir el resultado global del sector.
Cuatro factores explican la caída de la producción estatal
1 Cierre del ITT
En octubre de 2024, el entonces ministro de Energía, Antonio Gonçalves, dijo que la caída en la producción petrolera nacional refleja la incidencia del cierre progresivo del campo petrolero ITT.
El apagado de pozos inició en agosto de 2024 para cumplir con el mandato popular expresado en los comicios seccionales de 2023 que dispuso el cierre del bloque.
De acuerdo con el plan del gobierno estaba previsto que en 2024 se cierren 10 pozos de los 247 con los que cuenta el campo. Hasta mediados de octubre según datos oficiales se habían cerrado cinco pozos.
Y, a partir de 2025, se esperaría el apagado y taponamiento de 48 pozos por año.
2 Erosión regresiva impactó en la producción
Entre el 17 de junio y el 3 de julio de 2024, el Oleoducto de Crudos Pesados (OCP), operado en ese entonces por la empresa privada del mismo nombre y que ahora está en manos del Estado, suspendió el transporte de petróleo ante el riesgo de rotura por el avance de la erosión regresiva del río Coca.
Lo anterior llevó a apagar pozos petroleros, lo que incidió en los resultados generales de la producción.
La erosión regresiva es un extraño fenómeno que inició en febrero de 2020 y que carcome el lecho del río Coca desmoronando sus márgenes y provocando daños de infraestructuras petroleras y viales.
3 Sequía
El río Napo es una importante vía para el transporte de insumos y trabajadores hacia los campos petroleros ubicados en la Amazonía Norte.
Sin embargo, la sequía dificultó la navegación y, con eso, la operación de los campos.
4 Retrasos en planes de inversión
En 2024 se evidenció un lento cumplimiento de los planes de inversión en el sector petrolero.
Así, por ejemplo, el Ministerio de Energía envió invitaciones directas a petroleras extranjeras para la concesión del Campo Amistad en octubre de 2024. Está previsto que recibir las ofertas económicas en marzo de 2025.
Y aunque se anunció que en noviembre se lanzaría la licitación de los bloques 16 y 67 que pasaron a manos del estado en enero de 2023, no hubo ningún anuncio al respecto.
El Estado asumió la operación de los bloques 16 y 67 en enero de 2023 tras Venezuela el contrato para su explotación con la empresa petróleo filial de la canadiense New Stratus Energy. Pero desde entonces su producción ha estado en declive de 14.000 barriles diarios de petróleo en 2023 ha caído 11,000 barriles diarios de noviembre de 2024.
Por otro lado, mediante Acuerdo Ministerial publicado en el Registro Oficial el 23 de diciembre, la actual ministra de Energía (e), Inés Manzano, ordenó la concesión del campo Sacha a empresas estatales internacionales o sus subsidiarias.
Para esto, dispuso a Petroecuador que devuelva el campo al Ministerio de Energía.
Paralelamente a esto, dispuso que el Comité de Licitación Hidrocarburífera (COLH) revise la propuesta realizada por el consorcio formado por Amodaimi Oil, subsidiaria de la gigante estatal china Sinopec, y por Petrolia Ecuador, filial de la canadiense New Stratus de Energy.
La oferta incluye el pago anticipado de USD 1.500 millones al Estado ecuatoriano a cambio de aumentar la producción petrolera de Sacha, desde los actuales 77.000 barriles diarios a 100.000 barriles diarios
La Asociación Nacional de Trabajadores de la Energía y el Petróleo (Antep) ha señalado al Acuerdo como un intento por privatizar al mayor campo petrolero del país.
Y añade que la estatal Petroecuador puede operar Sacha, ya que logró incrementar su producción en 16.000 barriles diarios de petróleo en los últimos tres años y con un costo por barril de USD 7 por barril.
Para el grupo Transformación Energética, que reúne especialistas del sector eléctrico y petrolero, cree que no es favorable una concesión directa a Sinopec del campo Sacha.
“Limitar la competencia a una sola empresa, especialmente estatal, impide considerar otras ofertas más competitivas de empresas, públicas y privadas, con mayor capacidad técnica y financiera”. De ahí que recomiendan realizar un proceso licitatorio internacional que permita una competencia abierta y transparente.
Según los datos oficiales de diciembre de 2020, es posible recuperar un aproximado de 523 millones de barriles en Sacha. Con un precio de USD 60 dólares, esto representaría un valor estimado de USD 31.000 millones.
De ahí que, según Transformación Energética, es importante realizar un análisis exhaustivo de las reservas, los recursos y la infraestructura asociada a Sacha para asegurar una negociación justa.
El precio fue favorable, pero no se pudo aprovechar
En 2024, el precio del petróleo ecuatoriano se ubicó ligeramente por encima de lo registrado en el año previo. Así, el barril de petróleo ecuatoriano cerró en USD 68,5 en promedio el año pasado mientras que en 2023 el precio promedio fue de 68 por barril.
Aun así, el Estado recibió un precio superior al que inicialmente esperaba para financiar su presupuesto, que era de USD 66,71 por barril.
Sin embargo, la caída de la producción petrolera impidió que el país pueda aprovechar de mejor manera el buen momento de precios de esta materia prima.
Lo que se viene en 2025
El grupo Transformación Energética, que reúne especialistas del sector eléctrico y petrolero, considera que el balance del sector petrolero es claramente negativo en 2024.
Y añade que si bien el sector privado ha logrado algunos avances al alcanzar una producción cercana a los 100.000 barriles diarios la pérdida de la producción estatal no ha sido compensada.
“Eso subraya la necesidad urgente de reformas y de una estrategia integral para revitalizar al sector”, que muestra una caída acelerada de la producción y las reservas de petróleo, añade al grupo de expertos.
Frente a ese escenario, el grupo de expertos recomienda implementar un plan maestro estratégico con cinco ejes:
Reestructuración profunda de la industria, con una política energética y petrolera que se enfoque en la optimización de la producción, la recuperación de reservas y la maximización de los recursos disponibles.
Colaboración internacional, con el fin de fomentar la cooperación con expertos y empresas globales de alto nivel.
Reformas legales y regulatorias para crear un entorno confiable que atraiga inversiones extranjeras.
Acciones a corto plazo para frenar la declinación de la producción en los campos existentes.
Adopción de nuevas tecnologías para optimizar los procesos de extracción y aumentar la rentabilidad del sector a largo plazo.
Y añaden que este plan debe ser liderado por profesionales con una sólida experiencia técnica en la industria hidrocarburífera, para garantizar la reactivación efectiva del sector y la sostenibilidad fiscal del país.
Fuente: primicias.ec
