2 de agosto de 2019 00:05

La meta de producción de crudo bajó por limitaciones

El crudo que se extrae del bloque 43 ITT se procesa en la central Tiputini (foto). Esta área produce 73 422 barriles.

El crudo que se extrae del bloque 43 ITT se procesa en la central Tiputini (foto). Esta área produce 73 422 barriles. Foto: Archivo EL COMERCIO

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Mayra Pacheco
Redactora (I)

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La meta del actual Gobierno de terminar su período, hasta el 2021, con una producción de 700 000 barriles de petróleo diarios, se modificó. Ahora la propuesta es cerrar con un bombeo de 580 000 barriles.

La reducción de 120 000 barriles de crudo se explica porque el Gobierno decidió no intervenir en todas las áreas que estaban contempladas en el plan inicial, debido a presiones sociales que han surgido.

En el caso del bloque 43 ITT, por ejemplo, se decidió intervenir solo en las plataformas A y B de Ishpingo, que se encuentran fuera de la zona de amortiguamiento del Yasuní. Esta bordea al área intangible, donde está prohibida la explotación de recursos naturales como el petróleo.

Por esto, aunque en el campo Ishpingo se pueden construir siete plataformas adicionales, el Régimen se comprometió a no hacerlo para evitar “conflictos”, aseguró Carlos Pérez, ministro de Energía y Recursos Naturales no Renovables.

Otra zona que tampoco será desarrollada es la denominada Suroriente, que incluía los bloques 86 y 87. Estaba previsto que esta ronda petrolera sea presentada a fines del 2018. Pero debido a la preocupación de las comunidades indígenas que habitan en esta zona como los waorani, el Ministerio de Energía descartó este proceso.

Incluso en los bloques 72 y 83, próximos a los del Suroriente, el Gobierno mantiene diálogos con las firmas a cargo de estas áreas para que sean devueltas al Estado, porque aún no han sido desarrolladas.

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“Si no vamos a intervenir en el Suroriente ni en la zona de amortiguamiento, nuestro ámbito de acción se limita”, indicó el Ministro de Energía.

Estos cambios en la meta implican que el país pierda la oportunidad de incrementar su oferta de crudo para exportación en alrededor del 30% y, por ende, los ingresos económicos que se podrían generar, refirió José Xavier Orellana, consultor financiero.

Actualmente, la producción diaria de crudo es de 550 164 barriles de petróleo, según el reporte de ayer de la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero (ARCH).

Para seguir aumentando el bombeo, en noviembre próximo se sacará a licitación la ronda Intracampos 2, ubicada en el nororiente del país.

Por este concurso, el Gobierno espera conseguir una inversión de USD 900 millones.

Además, se continuará con el desarrollo del bloque 43 ITT (Ishpingo, Tambococha y Tiputini), Sacha y otros campos.

En estas áreas se desarrolla una campaña de perforación de nuevos pozos petroleros y también se continuará con el proceso de recuperación mejorada de crudo que se ejecuta en los campos maduros.

Mediante esta técnica se puede aprovechar el recurso hidrocarburífero que aún hay en estos campos, pero que no se puede extraer de manera convencional.

De esta forma se obtienen alrededor de 30 000 barriles de crudo por día, precisó Álex Galárraga, gerente de la empresa pública Petroamazonas, durante una entrevista radial el lunes pasado.

Pese a estas acciones, la posibilidad de que la producción aumente más adelante tiene otra limitante, porque las reservas probadas de crudo del país se redujeron.

Según el último reporte de la firma British Petroleum (BP), Ecuador pasó de 8 000 millones de barriles de petróleo en el 2017 a 2 800 millones, en el año anterior.

Esto ocurre, porque esta empresa considera solo los recursos que son rentables de ser producidos con el precio del crudo proyectado para este año, explicó Fernando Santos, exministro de Energía.

Por su parte, el Gobierno sostuvo que las cifras presentadas por BP son evaluaciones hechas con base en proyecciones. La cifra oficial de reservas probadas y posibles son 4 934 millones de barriles, de acuerdo con información del Ministerio de Energía.

Además, el país cuenta con potencial en otras áreas, pero en este caso se requiere de una mayor inversión, que por ahora “lamentablemente no tenemos”, precisó Petroamazonas.

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