Luego de cerca de una década en la que Ecuador cambió la forma de invitar a inversores para sus proyectos de exploración, explotación y refinamiento de petróleo, prefiriendo relaciones con empresas estatales seleccionadas de forma directa sin el tamiz de la competencia y, una vez que la mayoría de sus conflictos con empresas extranjeras están resueltos -en algunos casos con un alto costo para el país-, busca un cambio de comportamiento para generar atracción hacia la fuente más importante de ingresos para su economía.
Resultado de las medidas de organización del Estado y con la finalidad de disminuir su tamaño en línea con la austeridad anunciada, el pasado 15 de mayo el presidente de la República emitió el decreto ejecutivo 399 con el que dispuso la fusión del Ministerio de Electricidad y Energía Renovable, del Ministerio de Minería y de la Secretaría de Hidrocarburos en el Ministerio de Hidrocarburos que pasará a denominarse "Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables";1 . Estas fusiones deberán cumplirse en noventa días.
Resultado de esa decisión presidencial el Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables y su ministro, actualmente el Ing. Carlos Pérez-García, tendrán responsabilidades gravitantes en el futuro del desarrollo del Ecuador.
Entre esas responsabilidades el ministerio está empeñado en recuperar el espacio perdido por Ecuador en su capacidad para atraer inversión privada directa al sector de exploración, explotación y refinería de petróleo y, para ese fin, buscan que los procesos de selección de los inversionistas vuelvan a tener la formalidad de la licitación y que permitan, por lo tanto, la libre competencia en igualdad de condiciones.
Para poder comprender el potencial de la industria petrolera en Ecuador, presentamos algunas cifras de la presentación del señor Ministro de Energía y Recursos Naturales No Renovables, efectuada en un foro en la ciudad de Quito que tuvo lugar el pasado 13 de mayo de 2018, en la ciudad de Quito:
Cifras sobre el potencial petrolero de Ecuador:
La producción acumulada desde la década de los años 50 es de 5.864 millones de barriles de petróleo.2 Las reservas probadas, es decir, sobre las que se tiene certeza razonable de ser recuperadas ascienden a 1.703 millones de barriles de petróleo.
Las reservas totales que incluyen las probadas, probables y posibles 4.398 millones de barriles de petróleo.
Los recursos contingentes que corresponden al "volumen de hidrocarburos que ha sido descubierto y que por alguna contingencia no ha sido clasificado hasta la fecha de cierre como reserva" representan 1.464 millones de barriles de petróleo.
Finalmente, los recursos prospectivos que son "el volumen de hidrocarburos estimados probabilísticamente y que aún no han sido descubiertos hasta la fecha de cierre", corresponden a 4.819 millones de barriles de petróleo.
Cifras sobre la capacidad instalada de la industria en Ecuador:
La capacidad de refinación en la actualidad es de 175 MBPD3.
La producción promedio ha llegado hasta 516 MBPD.
La producción promedio de gas natural es de 36 MMPCD4 .
En abril el precio del barril estuvo aproximadamente en $ 66,33 y el castigo que se ha recibido por las ventas spot en varios casos no supera la unidad del dólar de los Estados Unidos de América.
Hasta marzo de 2018 el volumen de exportaciones de EP PETROECUADOR fue de 5,880 MMBP 5 de crudo Oriente y 3,880 MMBP de crudo Napo.
El costo de producción de cada barril de petróleo de EP PETROAMAZONAS es de USD $ 17,53.
Los oleoductos para el crudo en Ecuador mantienen capacidad para incrementar el volumen de transporte de petróleo.
La capacidad de refinación de las tres plantas asciende a 175.000 BPD, que sigue siendo deficitaria, ya que la demanda llega hasta 237.150 BPD. Por esta causa, Ecuador sigue importando derivados para cubrir las necesidades de consumo interno.
Proyectos de inversión:
Con el objetivo de incrementar la producción y atraer capital y tecnología hacia el sector petrolero, existen varios proyectos en marcha que colocan a Ecuador como un atractivo receptor de inversiones, los más representativos son los siguientes:
Bloque 43 ITT:
En la actualidad tiene una producción de 6.000 BPPD y se mantiene como
objetivo llegar a una producción de 50.500 BPPD utilizando un área de 120 Ha dentro del Parque Nacional Yasuní, por lo que, las inversiones deben tener un elevado componente tecnológico que permita cumplir con las exigencias de manejo ambiental.
Las reservas de este campo son de 1.674 MMBP.
Campos Menores:
La inversión aproximada es de USD $ 800 millones para desarrollar cuatro campos menores: Drago – CPVEN (Sucumbíos), Guanta Dureno – CPVEN (Sucumbíos), Parahuacu – CNPC (Sucumbíos) y Paka Norte – Vinccler C.A (Orellana).
La figura que se aplicará es la del "contrato para la provisión de servicios
específicos integrados con financiamiento de la contratista, para la ejecución de actividades de perforación y culminación de pozos, reactivación de pozos cerrados; y, construcción y ampliación de facilidades requeridas".
El modelo de contrato transfiere el riesgo de las inversiones y resultados a la contratista, quien facturará una tarifa variable indexada al crudo marcador WTI.
Con las negociaciones de Campos Menores se espera incrementar una producción estimada de 90,8 MMBP durante los diez años de vigencia de los contratos.
Campos Oil & Gas 2018:
Este proceso está en marcha y se pretende captar inversión privada para los campos: Cuyabeno- Sansahuari; Oso; Yuralpa; Blanca- Vinita y Amistad, ubicados en las provincias de Orellana, Sucumbíos, Napo y El Oro.
Se recibieron 68 cartas con manifestación de interés de parte de 25 empresas privadas.
El contrato que se aplicará es el de provisión de servicios específicos con
financiamiento de la contratista. La inversión aproximada de USD $ 800
millones, durante 10 años de vigencia de los contratos.
Campo Sacha:
La producción actual del campo, a cargo de EP PETROAMAZONAS, es de 66 MBPD y cuenta con reservas estimadas de 435 MMBP.
Se busca contratar servicios con financiamiento para la perforación de un plan de 10 pozos, tanques nuevos y cambio de líneas de flujo.
Ronda Intracampos:
El objetivo es lograr ingresos de alrededor de USD $ 960 millones en 13 años de producción con la implementación de contratos de participación.
Ronda Suroriente:
Los objetivos son validar la información geológico-petrolera regional e integrar información de la Cuenca Marañón-Perú. Se prevé continuidad de reservorios entre Ecuador y Perú (Situche).
Se aspira lograr alianzas estratégicas con compañías públicas o privadas para los dos bloques asignados a Petroamazonas.
La figura contractual es el contrato de participación.
Proyecto Marítimo Monteverde:
El proyecto de almacenamiento de gas en tierra en Monteverde no llegó a tener aplicación práctica, hoy se busca convertirlo en un "Hub" internacional para almacenamiento y distribución de derivados limpios para el pacífico sur y Asia, aprovechando infraestructura actual y privilegiada situación geográfica.
La inversión presupuestada para este objetivo es de USD $ 606,7 millones.
Refinería de Manabí́
Está planificada como una refinería de alta conversión, se eliminó el componente de petroquímica y con ello se ajustó el monto de la inversión.
Se la ha planificado para 300 MBP de crudo ecuatoriano (13-18 API) para
obtener productos bajo la norma Euro5.
Se plantea que la empresa privada desarrolle el proyecto y reciba su
compensación. Existen más de 40 empresas interesadas en el proyecto, luego de que entre el 30 y 31 de enero se realizó́ una presentación técnico – financiera del proyecto a empresas inversoras de China, Estados Unidos, Inglaterra, Rusia, España, Corea del Sur, entre otras.
Se prevé licitar el proyecto bajo la modalidad Construcción – Operación –
Traspaso (BOT por las siglas en inglés).
El tiempo de concesión sería de 20 años, luego del que la empresa privada transferirá la propiedad al Estado sin costos adicionales.
Otros proyectos de interés:
Contratos de ventas a futuro: el Gobierno Nacional mantiene negociaciones con las empresas Unipec, Petrotailandia y Petrochina, con la finalidad de buscar modificaciones en las condiciones de los acuerdos que le permitan retomar control de los procesos de venta del crudo comprometido, ya que ha tenido éxito en las venas spot realizadas recientemente.
Ventas Spot: la comercialización de crudo llevado a cabo en el año 2017 con ventas spot por 2'160.000 barriles de Crudo Oriente lograron un precio que permitió recibir un premio sobre el WTI de USD 0,51 por barril.
En enero de 2018, se ofertó la venta de 3,6 millones de barriles de crudo
Oriente en el mercado spot y se logró un precio con un diferencial de -0.18 por barril.
Estas negociaciones han sido beneficiosas para el Estado Ecuatoriano, por lo que se prevé que continuarán en la medida en que la producción y los
compromisos del país lo permitan.
Las expectativas de Ecuador respecto de las respuestas de los mercados
internacionales son elevadas y las autoridades gubernamentales están conscientes de que deben adoptar medidas que cambien la percepción de complejidad y poca transparencia de las transacciones y contratos petroleros para lograrlo. En esa línea se implementarán prácticas y códigos de conducta que ataquen la corrupción y busquen su eliminación.
Expertise considera que Ecuador ofrece un espacio de inigualables condiciones para que los inversionistas puedan evaluar los proyectos locales en la industria petrolera e insta a las empresas públicas y privadas para hacerlo, ofreciendo un estrecho y profesional acompañamiento en las iniciativas que se deseen llevar a la práctica.
Fuentes:
1. El contenido del decreto se puede descargar del portal: https://minka.presidencia.gob.ec/portal/usuarios_externos.jsf
2. Este dato está calculado hasta el último año de cierre de producción validado por la Secretaría de Hidrocarburos (SH) en los reportes de Reservas de las compañías operadora.
3. MBPD como el genérico de miles de barriles de petróleo por día.
4. MMPCD millones de pies cúbicos.
5. MMBP millones de barriles de petróleo.
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