1 de January de 2015 21:42

La caída del precio del petróleo opacó el récord de producción

Ecuador comenzó a exportar petróleo desde 1972. Antes de ese año el crudo extraído de la Costa servía para el consumo interno. Foto: Archivo, Pavel Calahorrano / El Comercio

Ecuador comenzó a exportar petróleo desde 1972. Antes de ese año el crudo extraído de la Costa servía para el consumo interno. Foto: Archivo, Pavel Calahorrano / El Comercio

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Alberto Araujo

El Ecuador cerró el 2014 con una producción anual de petróleo récord de aproximadamente 203 millones de barriles, según los últimos reportes del Sistema Nacional de Información y el Banco Central. El país nunca había alcanzado esta cifra desde que comenzó la exportación de crudo en 1972.

Principalmente de la mano de las empresas públicas (Petroamazonas y Río Napo), este volumen dejó atrás el pico de 195 millones de barriles anuales registrado en el 2006 y representará un crecimiento del 5% respecto al 2013.

Sin embargo, esta gestión positiva se vio empañada por una baja vertiginosa de los precios del barril de crudo desde mayo .
El ministro coordinador de la Política Económica, Patricio Rivera, indicó el martes pasado en Radio Visión que en los últimos cinco meses el precio de exportación de petróleo bajó de USD 92 a USD 47.

Yal final del día, el aumento de la producción no ha podido compensar la contracción de los ingresos para el Estado por la caída del barril.

Según cifras del Banco Central, entre enero y octubre del 2014, el país produjo 168,7 millones de barriles. Es decir, un 6% más que en el 2013.

Esto también se vio reflejado en un aumento del 9% en las exportaciones durante los 10 primeros meses del año pasado. Aunque se debe considerar que hubo más petróleo disponible para exportar por la para de la Refinería de Esmeraldas.

Pero pese a que el país exportó más petróleo, debido a la baja de precios de un año al otro, los ingresos del Estado por ese producto fueron prácticamente los mismos bordeando los USD 11 000 millones entre enero y octubre del 2013 y el 2014.

Según el Ministerio de Recursos No Renovables, el aumento de la producción obedeció a la inversión, tanto de las empresas públicas como de las empresas privadas, que han superado un 6% respecto a lo ejecutado en el 2006.

Esta inversión permitió que no sea tan profunda la declinación natural de los campos a cargo de las empresas privadas, mientras que para las públicas resultó en mayor extracción.

No obstante, el escenario petrolero se ha vuelto adverso no solo por la reducción de los ingresos para el Estado, sino también por los modelos contractuales tanto de las empresas petroleras privadas como de las prestadoras de servicios.

El contrato de las empresas petroleras privadas ha comenzado ya a presentar sus primeras complicaciones por los bajos precios del petróleo.

El Estado estaría ya participando de un monto menor en la renta petrolera que obtiene de las operadoras privadas, a las cuales paga una tarifa fija e incluso, podría comenzar a acumular deudas con ellas.

Actualmente están vigentes 20 contratos con más de una decena de petroleras privadas que fueron suscritos después de un proceso de renegociación que concretó el Gobierno en noviembre del 2010.

Por medio de estos contratos, a cada compañía se debe pagar una tarifa por barril extraído que oscila entre USD 16 y 58, aunque el precio de venta del crudo este en USD 47.

Pero pese a que el Estado se reserva un ingreso bruto por barril del 25% como margen de soberanía, la tarifa que se paga a las compañías se mantiene inamovible y puede acumularse como deuda si el precio de crudo no permite pagarla.

Esto, a menos que venza el contrato con la empresa petrolera y así se extinguirá la deuda. No obstante ello, los contratos para Repsol, Petroriental y Pacifpetrol se extendieron y se evalúa una extensión de los contratos para otras empresas.

El Estado puede además enfrentar otro problema con el pago de la tarifa a las empresas prestadoras de servicios con quienes Petroamazonas ha firmado ocho contratos entre el 2012 y 2014.

La prestadoras de servicios petroleros son empresas como Halliburton y Schlumberger que por un determinado trabajo reciben un pago específico. Para los contratos firmados con Petroamazonas, estas empresas se comprometieron a incrementar la producción de los campos maduros o áreas antiguas a cambio de una tarifa que oscila entre USD 30 y 39 por cada barril adicional.
Si el precio sigue bajando, la petrolera estatal comenzará a acumular deudas a favor de las prestadoras de servicios.

Frente a este escenario adverso, el Gobierno planea tomar dos acciones. En primer lugar, analiza que Petroamazonas sea una operadora más y que reciba un pago por cada barril extraído. Así, deberá gestionar sus propios recursos para costos e inversiones en la tarifa y el Estado se liberará de esas obligaciones con la empresa.

Por otro lado, el Ministerio de Recursos No Renovables anunció que relanzará la ronda de bloques del Sur Oriente. Para ello, en el primer semestre de este año se hará un nuevo estudio geológico de las áreas para luego volver a llamar a empresas que hagan exploración e inversión. También se habla de un nuevo modelo contractual.

Esto porque de 16 bloques licitados en un primer intento, solo se presentaron tres ofertas. De ellas se aceptó una (Petroamazonas), mientras que una segunda está en análisis (Andes Petroleum) y una tercera se descartó (Repsol).

El exministro de Energía, Jorge Pareja Cucalón, indicó que para este año no se ve una recuperación del precio del petróleo a menos que la Organización de Países Petroleros (OPEP) tome alguna decisión en su reunión de junio.

Destacó que el país difícilmente podrá aumentar la producción porque aún campos como el ITT en el Yasuní deberán esperar algún tiempo hasta que entren a producir y además con el bajo precio se vuelven menos rentables.

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