3 de February de 2015 20:59

Dos proyectos petroleros, en espera

Trabajos y petróleo.
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Alberto Araujo
Redactor (I)
albertoa@elcomercio.com

El desarrollo del campo Pungarayacu y de los bloques del Suroriente, que debían entrar en producción en los próximos tres años, posterga sus plazos.

Esto principalmente a raíz del fuerte descenso en los precios del petróleo desde mediados del año pasado. Ayer martes, en la Bolsa de Valores de Nueva York, el crudo tipo West Texas Intermediate (WTI) -de referencia para el crudo ecuatoriano- cerró por tercera jornada consecutiva al alza en USD 53,05.

Pese a esta subida, el barril del WTI se mantiene muy por debajo del promedio registrado en enero del 2014 que llegó a USD 94,90.

La última cotización oficial difundida por Petroecuador del crudo ecuatoriano tipo Oriente es de USD 39,90 por barril al 28 de enero pasado.

Justamente la firma Ivanhoe atribuyó a la caída del precio del petróleo como uno de los principales factores para que no se llegue avanzar en el desarrollo del campo Pungarayacu ubicado en el bloque 20.

La empresa canadiense mantenía un contrato con Petroamazonas para extraer crudo extrapesado de este campo.

Aunque el año pasado, Petroamazonas indicó que la tecnología de Ivanhoe no era suficiente para el área, esta última firma estaba en negociaciones para entrar con CNPC de China como nuevo socio.

No obstante, CNPC comunicó a Ivanhoe que debido a la fuerte caída de los precios del petróleo no podía ingresar en el bloque 20.

Frente a ello, la canadiense anunció que reduciría al máximo sus actividades en el Ecuador y también analiza dejar definitivamente el país.

Las autoridades de la firma en el país insistieron en que lo imprevisible del precio del crudo crea un escenario sumamente difícil para la explotación de crudo extra pesado, como el que tiene Pungarayacu.

Del lado del Estado ecuatoriano, el Ministerio de Recursos No Renovables anunció que Ivanhoe y Petroamazonas dieron paso a la terminación de su contrato.

El Ministerio añadió que la complejidad geológica de Pungarayacu y la calidad del crudo encontrado en el área requiere de mayores estudios exploratorios y de investigación del bloque. Esto demandará de mayor tiempo para su desarrollo y puesta en producción que según datos del mismo Ministerio estaba prevista para el 2018.

El campo comenzaría con la extracción diaria de 10 000 barriles hasta llegar a un pico de 100 000 en el año 2020.

Otras áreas petroleras cuyo desarrollo también está en suspenso es el suroriente. El único contrato que estaba previsto firmarse entre la Secretaría de Hidrocarburos y el consorcio de empresas estatales conformado por Petroamazonas, Belorusneft (Bielorrusia) y Enap (Chile) para explorar el bloque 28 aún no se ha concretado. Esto pese a que se anunció su suscripción para el año pasado.

La principal razón para este retraso también es el precio del crudo. Fuentes cercanas a la negociación indicaron que la tarifa negociada por barril estaba en el orden de los USD 52.

Pero con el actual precio del crudo esa tarifa es inviable y en consecuencia el contrato quedó en ‘stand by’, dijeron las fuentes. Otras dos empresas presentaron ofertas para las áreas del suroriente. La primera fue Andes de China que continuaba en análisis hasta finales del 2014. Y la segunda fue de Repsol, que fue rechazada.

Este Diario pidió al Ministerio de Recursos No Renovables una versión sobre el avance de Pungarayacu y el Suroriente y cuándo entrarían en producción, pero no tuvo respuesta hasta el cierre de esta edición.

En diciembre, el ministro de Recursos No Renovables, Pedro Merizalde, dijo que se reactivará la ronda del Suroriente.

El director de la publicación económica Análisis Semanal, Walter Spurrier, señaló que en estos momentos no hay buenas para que se desarrollen estas áreas porque requieren de costosas tecnologías.

Por ello, considera que el avance de estos proyectos se postergará y que se perdió la oportunidad de ponerlos en marcha cuando el precio del crudo estaba alto.

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