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El ex ministro de Recursos No Renovables, Wilson Pástorconcedió una entrevista a este Diario antes de partir el domingo pasado a Viena (Austria) para cumplir funciones diplomáticas y de representación del Ecuador ante organismos internacionales en esa ciudad. Detalló cómo será la explotación del ITT, qué perspectivas hay para la XI Ronda Petrolera del Suroriente y cuáles con las proyecciones de petróleo en el país

¿Qué funciones desempeñará en su cargo en Viena?

Aparte de la representación ante el Gobierno austríaco, la segunda función más importante en Viena es la misión permanente ante varios organismos de las Naciones Unidas que allí tienen sede, además de la Organización de Países Productores de Petróleo (OPEP).

Algunos analistas consideran que la falta de ofertas de la XI Ronda Petrolera del Suroriente influyó en la decisión de explotar el ITT en el Yasuní ¿Cuál es su posición?

No tiene nada que ver. Hemos gestionado durante seis años el apoyo de la comunidad internacional. Acuérdese que la iniciativa no se limitaba a dejar bajo tierra el crudo. Implicaba no explotar si se obtenía el 50% del petróleo que se valoró en un inicio. Es decir, USD 3 600 millones en 10 años. No hubo eco y el poco apoyo al Yasuní se inscribe en el poco apoyo a prolongar acuerdos como el de  Kioto.

¿Cuando fue Ministro qué pensaba sobre la iniciativa?

Luego de cuatro años de postergaciones, yo era cada vez más escéptico en lograr la recaudación. Tanto más por la crisis económica, que fue fatal para el proyecto.

¿Qué consecuencia tendrá el seguir con el Plan B?

El Ecuador perderá un liderazgo a nivel mundial en tener una idea radical contra el cambio climático. Otros países lo hubieran replicado. Ahora hay que explotar los campos con el mayor cuidado.

Pero ¿qué ocurrió con la XI Ronda del Suroriente?

En el Suroriente hay dos acciones que se están llevando a cabo. La primera es la negociación directa que realiza Petroamazonas para desarrollar el bloque 28, ubicado al lado del Puyo, y el bloque 86 en la frontera con el Perú, que son los bloques con mayor potencial. Sipec de China, junto con la compañía estatal de Bielorrusia, entrarán con Petroamazonas en el bloque 28. Y, en el bloque 86, Petroamazonas está negociando con  Petroperú y también con la estatal de Bielorrusia. Pero las negociaciones en estos dos bloques aún no han concluido. Por otro lado, se estuvo llevando a cabo la licitación entre empresas privadas (de los restantes 13 bloques, ndlr). En ella, estaban listas tres ofertas: dos de Andes Petroleum y una de Repsol. Pero el día que tenían que presentar dijeron “no”.

¿Para qué bloques fueron esas ofertas?

Andes presentó ofertas para los bloques 79 y 83 y Repsol para el bloque 29. No obstante, si aún no se  cerraba la negociación directa de Petroamazonas, era peligrosísimo cerrar la licitación porque el apalancamiento de la negociación directa es mucho más difícil  si uno no tiene referencias de una competencia en paralelo. Entonces se decidió prolongar cuatro meses en los cuales Petroamazonas negociará directamente y comparará con lo que salga de las privadas.

¿Por qué Repsol y Andes no presentaron sus ofertas?

Querían aclarar ciertos temas tributarios con el SRI que se están resolviendo. Pero estoy seguro que saldrán cinco bloques para nueva exploración: dos por negociación directa y tres por licitación privada.

¿Qué participación tendrá Petroamazonas en los bloques de negociación directa?

Más del 51% por ley.

¿No pensó quedarse hasta fin de año para cerrar esos contratos?

Estuve asesorando a la Secretaría de Hidrocarburos en la negociación durante los meses de mayo, junio y julio. No me quedé porque tuve un problema de salud por tener la presión demasiado baja.

De todas formas, se esperaba poco del Suroriente, por las condiciones del contrato y las ventajas de otros países...

Nadie se hacía ilusión sobre esto. Y le recuerdo una cosa: he manejado siete rondas de licitación comenzando por la primera. En ella sacamos 12 bloques y solo tuvimos cuatro ofertas. Y eso en la zona norte, donde estaba más explorado. En la segunda ronda hubo dos ofertas. En la tercera, seis. La séptima fue la mejor porque tuvo ocho ofertas para 14 bloques. La novena, un fracaso, cero. La décima, cero. Y la undécima puede tener tres ofertas en los bloques en licitación. Y ello tiene una lógica porque la inversión extranjera quiere ver cómo funciona un contrato nuevo. Los tres contratos en licitación que se van a firmar son un éxito porque va a avanzar la exploración hacia el sur.

¿Qué más pudo afectar?

Intervinieron cuatro factores en la XI Ronda. Primero, la terrible propaganda de Chevron, Occidental, Perenco y Burlington a nivel internacional. El segundo factor fue que el suroriente no es fácil de explorar porque no hay infraestructura suficiente, lo que disminuye el interés. El tercer factor es que el contrato no es conocido y no les gusta a las compañías. Y el cuarto factor es que hay problemas pendientes con las compañías a nivel tributario.  Además,  hay otros países más generosos con las compañías. Vea los contratos de Colombia, Perú y Brasil en que se entregan campos descubiertos con  reservas probadas.

¿Se firmarían los cinco contratos del Suroriente hasta finales de año?

Los de negociación directa con Petroamazonas podrían alcanzar a firmar este año. Pero los de licitación, el primer trimestre del próximo año. Pero para que salga un barril del suroriente se necesitarán siete años.

¿Cuál es su balance sobre la producción del país?

En este momento, ventajosamente, la producción está arriba, en 538 000 barriles diarios en este mes. Terminarán con 40 000 barriles más que en diciembre del 2012 porque Sacha pasó de 50 000 barriles a

74 000 barriles y Shushufindi pasó de 45 000 a 65 000 barriles, por la inversión que se ha hecho en Sacha con Pdvsa y el trabajo de Schlumberger en Shushufindi.

En las proyecciones que usted presentó sobre la producción se daba cuenta que a partir del 2016 comenzaría a bajar por la antigüedad de los campos. ¿La producción del ITT compensará esa caída?

En las proyecciones nunca hemos tomado en cuenta al Yasuní. También hay un empresario turístico que dice que el ITT irá a la refinería del Pacífico y eso es absolutamente falso. Nunca contamos con el ITT para efectos de la Refinería del Pacífico. Son 200 000 barriles propios y 100 000 barriles de Venezuela. Tanto es así, que la dieta de la refinería tiene un crudo de 21 grados API, y el ITT tiene 14 grados. La producción tope del ITT será de 200 000 barriles de aquí a cuatro años. Sin el ITT llegaremos a  600 000 barriles diarios. Y podremos subir a 700 000 barriles diarios y hasta 800 000 con el ITT.

  • Hoja de vida


Egresado de la carrera de Ingeniería de Petróleos de la Universidad Central del Ecuador. Realizó un maestría en economía en la Universidad de Grenoble (Francia). Fue presidente de Petroecuador, gerente de Petroamazonas y Ministro de Recursos No Renovables.

  • Las frases

"Negar que hay nuevas técnicas para producir petróleo y decir que será igual que Texaco es deshonesto y de mala fe".

"La producción tope del ITT es de 200 000 barriles diarios y el campo durará 20 años. Tiputini produciría en 2 años".

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