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La producción petrolera cayó a cero en 15 áreas

El bloque 43-ITT, que aportaba con 52 021 barriles de petróleo por día, se encuentra inactivo. Foto: archivo / EL COMERCIO

Las operaciones en 15 áreas hidrocarburíferas están paralizadas desde que se suspendió, entre el 8 y 10 de diciembre del 2021, el bombeo de petróleo por el Oleoducto de Crudos Pesados (OCP) y el Sistema de Oleoducto Transecuatoriano (SOTE) por el avance de la erosión regresiva del río Coca.

Eso provocó que las firmas que operan estas zonas reportasen en cero su producción, según informes de operaciones del 22 de este mes de la Agencia de Regulación y Control de Energía y Recursos Naturales no Renovables (ARC) y el del sábado 26 de diciembre de Petroecuador.

En estos insumos se evidencia que Petroecuador no está extrayendo crudo de los bloques Ishpingo, Tambococha y Tiputini (ITT-43), Apaika-Nenke e Indillana. Estas áreas aportaban en promedio con 56 879 barriles por día (bpd).

En el caso de las firmas privadas, las 12 operadoras han reportado en cero su producción, cuando antes de este evento aportaban con 97 526 bpd. Eso ha provocado que el bombeo de crudo se redujera hasta el 22 de este mes pasado, en un 97% en relación con lo que se registraba antes del evento.

Para Miguel Robalino, analista petrolero, esta situación muestra que la capacidad de almacenamiento de los tanques -en los que se recopila el crudo- se encuentra ya copada.

Esto impide que se sume nueva producción diaria y obliga a que en los campos se suspendan las operaciones, porque actualmente no se cuenta con la infraestructura disponible para transportar el ­petróleo desde la Amazonía hasta Esmeraldas.

En total, la capacidad de almacenamiento de los tanques en Lago Agrio es de 2,7 millones de barriles, entre lo que se conduce por el SOTE y el OCP (1,2 millones). Se prevé que el transporte de crudo por el SOTE se reanude el jueves 30 de diciembre, según Petroecuador. La variante que se construye en la zona tenía hasta el viernes pasado un avance del 96%.

Mientras tanto, la variante que construye OCP Ecuador tenía hasta el 22 de de diciembre un avance del 71,9%. La meta es tenerla operativa en la primera semana de enero.

Pero eso no significa que cuando se retome el transporte, las operaciones en esta industria vuelvan a ser como eran antes de este evento. Por ejemplo, solo el vaciado de los tanques de almacenamiento se estima que tome cinco días, señaló Robalino.

Fernando Reyes es vicepresidente del Colegio de Ingenieros en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental. Él explicó que para reanudar las operaciones se debe primero identificar en qué estado se encuentran los pozos; y, en función de la situación, realizar las inversiones para reactivarlo.

Por eso, Robalino estimó que volver a la producción diaria de 482 438 bpd, que había antes de la medida de suspender el transporte de crudo, tomará entre dos y tres meses. “Esperemos que en marzo de 2022 se logre estabilizar”.

El presidente Guillermo Lasso mencionó, la semana pasada, que Ecuador ha perdido cerca de USD 533 millones por la suspensión del bombeo por sus oleoductos. El monto incluye los recursos que se dejan de percibir por el crudo que no se exporta y por una mayor importación de derivados para satisfacer la demanda interna.

La Refinería Esmeraldas no está procesando petróleo desde la semana pasada, porque ya no se cuenta con materia prima, expresó una fuente de Petroecuador. La petrolera estatal informó, el fin de semana (25 de diciembre), que están realizando actividades de mantenimiento en la Refinería Esmeraldas, en la de La Libertad y en campos petroleros.

Para satisfacer la demanda interna, la empresa estatal tiene previsto adelantar la importación de derivados. Y, a partir de este sábado, se espera evacuar crudo a la Refinería Esmeraldas para procesarlo. Esta planta industrial produce, en condiciones regulares, un 30% de los combustibles. El resto es importado.

Según Oswaldo Erazo, secretario ejecutivo de la Cámara Nacional de Distribuidores de Derivados del Petróleo del Ecuador (Camddepe), ante esta eventualidad, el Estado deberá importar el 100% de los derivados. Eso representará costos mayores, porque ahora el precio el crudo West Texas Intermediate (que sirve de referencia) es USD 72 el barril.

Erazo agregó que ahora la afectación fiscal será mayor a la de abril de 2020, cuando se suspendió también el bombeo por la rotura de los oleoductos a causa de la erosión. Entonces, según la Camddepe, el consumo de derivados era menor y el precio promedio del crudo era de USD 14,04.

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