Walter Spurrier

En pos de más petróleo

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11 de June de 2013 00:01

Las autoridades estiman que 2013 es el año pico de producción petrolera. Petroamazonas y las contratistas incorporan todas las reservas probadas y probables del Nor y Centroriente. Petroamazonas los campos revertidos por Petrobras en el bloque 31; AGIP el campo Oglán; Schlumberger y sus socios incrementan la producción en Shushufindi y Río Napo en Sacha, los que fueran los campos estrella de Texaco.

Esta nueva producción a duras penas superaría la declinación natural de los campos; el estimado oficial es que partir de 2014 la producción entraría en declinación sostenida .

Dudamos que el pico de producción se alcance en 2013, sino en 2014. En cuyo caso la producción declinaría desde 2015.

A partir de la declaratoria de caducidad del contrato de Occidental en 2006, a lo que siguió la renegociación forzosa de los contratos petroleros, la inversión en exploración por parte de las contratistas se redujo a la mínima expresión. No hay nuevos campos que entren en explotación a partir de 2014.

La situación es grave; el Presidente reveló que si no hacemos nada pronto para frenar esta declinación, en el 2020 el país no será viable (EL COMERCIO, abril 7) .

Sólo una empresa tiene a su cargo un bloque que podría incrementar sustancialmente la producción: Ivanhoe, para producir crudo ligero aplicando su tecnología revolucionaria al enorme campo de crudos pesados de Pungurayacu.

Pero la tecnología de Ivanhoe nunca ha sido aplicada comercialmente, y su operación en el país no manifiesta urgencia. En 2012 y el primer trimestre de 2013 la empresa sólo ha invertido USD 7 millones, y busca un socio para el proyecto. Por lo que no es prudente confiar que este campo contribuya a la producción en los próximos años.

Con atraso, el Gobierno decidió ampliar la frontera petrolera con la apertura del Suroriente. El 30 de mayo se cerraba el período de presentación de propuestas. Se lo amplió a julio 16.

Hay un pequeño bloque en el Suroriente que se lo reserva Petroamazonas para operar en conjunto con un socio, en el que hay dos pozos productivos, perforados en décadas pasadas por Amoco el uno y CEPE el otro. Estos campos podrían desarrollarse rápidamente e incorporar a la producción, sacando el crudo por el oleoducto peruano. Pero que se sepa, son campos pequeños.

Aparte de este bloque, todo lo que se diga del Suroriente en cuanto a potencial producción es especulativo, y de haber crudo, en el mejor de los casos entrará a la producción a fines de la década.

¿Qué alternativa queda? Ya la insinuó el Presidente en mayo 30: este mes tomará la decisión sobre si explotar o no los 850 millones de barriles del ITT. Son las únicas reservas probadas que quedarían por explotar. Ya lo está haciendo Perenco para el Perú al otro lado de la frontera.