22 de September de 2011 00:10

Tres ejes para aumentar las reservas petroleras del Ecuador

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Tres ejes principales definen la política de aumento de reservas probadas del petróleo para el Ecuador. Al momento, el país dispone de 3 500 millones de barriles de crudo en reservas probadas, que a un ritmo de producción de 500 000 barriles al día (extracción total del Ecuador al momento) se agotarían dentro de 19 años.

El primer eje es concretar hasta noviembre la firma de los contratos para la recuperación mejorada de los campos maduros de Petroecuador. Así lo dio a conocer ayer el ministro de Recursos No Renovables, Wilson Pástor, en la Décima Segunda Feria Ecuador Oil & Power, llevada a cabo en Quito y organizada por HJ Becdach.

Los campos maduros con áreas petroleras que han sido explotadas durante cerca de 30 años y por ello su nivel de producción cada año va declinando en el orden del 10%.

Estos campos, sin embargo, pueden ser sometidos a procesos de recuperación mejorada como la inyección de vapor de agua o CO2 a fin de que su producción se levante.

Desde principios de año, el Gobierno lanzó una licitación para que compañías de servicios petroleros presenten sus propuestas para la recuperación de cinco campos de Petroecuador: Shushufindi, Libertador, Cuyabeno, Auca y Lago Agrio.

Bajo esta modalidad, la empresa implementará un proyecto de recuperación mejorada y por cada barril adicional que obtenga de los pozos recibirá una tarifa.

Nueve empresas presentaron inicialmente sus propuestas y se estableció un orden de prelación para negociar.

Así, en una primera fase, explicó Pástor se pusieron de acuerdo en la parte técnica y las inversiones que realizarán las prestadoras de servicios. De un presupuesto inicial de inversiones de USD 1 160 durante cinco años en los primeros cuatro campos maduros (Lago Agrio no tuvo ofertas), se consiguió que el compromiso de inversiones se elevara a USD 3 300 millones en el mismo período.

La siguiente fase será negociar la tarifa con el fin de que se concrete la firma de los contratos en noviembre. Las empresas que siguen en la negociación son Schlumberger en el campo Shushufindi, Sertecpet en Libertador, Halliburton en Cuyabeno y también en Auca. En este campo, inicialmente, comenzó a negociar la firma Baker Hughes pero fue descartada por "no satisfacer los intereses del Estado", dijo Pástor.

Con la implementación de las técnicas de recuperación, se buscará duplicar las reservas en estos campos.

Un segundo eje para conseguir el aumento de reservas, explicó Pástor, es la licitación de los campos marginales.

El proceso se lanzó en junio de este año y para el próximo lunes se espera tener las ofertas de 12 compañías para los campos Chanangue, Charapa, Singue, Ocano, Peña Blanca, Eno-Ron, y Armadillo.

La firma de los contratos de prestación de servicios para explotar esos campos se espera concretar hasta finales de año.

Finalmente, y como tercer eje, Pástor se refirió a la Décimo Primera ronda de licitaciones que se convocará el 31 de octubre próximo. En este proceso se lanzarán 21 bloques del sur oriente ecuatoriano.

Hasta abril del 2012, las compañías públicas y privadas interesadas en explotar los campos podrán presentar sus ofertas y se espera llegar a firmar los contratos de prestación de servicios con tarifa hasta octubre del 2012.

De acuerdo con la Ley de Hidrocarburos, las estatales deberán tener prioridad en esta licitación. Al respecto, Pástor señaló que se procedió de manera "salomónica".

Así, Petroecuador y Petroamazonas podrán ofertar exclusivamente para cuatro bloques que se les asigne y podrán explotarlos de manera conjunta o separada.

Siete bloques más se licitarán para empresas estatales internacionales y los diez bloques restantes estarán a disposición de las empresas extranjeras.

El presidente, Rafael Correa, la Secretaría de Hidrocarburos y los ministerios de Recursos No Renovables y Sectores Estratégicos se reunirán durante octubre para determinar qué bloques se asignan a cada grupo de empresas.

Las propuestas técnicas y económicas sin tarifa se recibirán hasta marzo del 2012. Actualmente, el país maneja un modelo de explotación petrolera en el que se paga una tarifa promedio de USD 30 por barril extraído a la empresa que realiza la extracción

Las primeras en entregar propuestas de tarifas serán las empresas privadas y sobre esta base se entrará a negociar la tarifa con las firmas estatales.

"De manera que la negociación de la tarifa con las estatales sea también fruto de la competencia indirecta de las empresas privadas.", dijo Pástor quien indicó que se tiene la base de los costos de Perú y Colombia y los campos Pañacocha y Drago que comenzaron a explotar Petroamazonas y Petroecuador, como antecedente de costos para negociar las tarifas de los bloques del sur oriente.

14 compañías extranjeras estatales estarían interesadas en esas áreas y 28 empresas privadas.

Pástor cerró su presentación refiriéndose al eje Ishpingo Tambococha Tiputini (ITT) y las opciones de la explotación del crudo o que este permanezca bajo tierra:

"Veamos las evidencias, la prioridad A, que seguirá siendo la primera, es dejar el crudo bajo tierra, hasta que el presidente lo decida. El plan no ha tenido la respuesta de la comunidad internacional que se esperaba. De USD 350 millones por año que se pedía, apenas hay unas pocas decenas de millones de dólares concretados y el tiempo se acorta.

Como lo dijo el presidente y lo hemos repetido los funcionarios públicos, el hecho de tener una prioridad A, no significa que escondamos la cabeza como el avestruz y no pensemos qué hacer si falla ese plan.

Hemos trabajado en el plan B y el plan B existe. Nunca lo hemos escondido y siempre hemos dicho que si falla el plan A, viene el plan B (explotar el crudo). De manera que aquellos expertos que tratan de decir que hemos tenido un doble discurso dicen algo falso.

Si no hay contribución de la comunidad internacional, simplemente ello responderá a que estando el mundo en una crisis financiera desde el 2008 —que actualmente parece acentuarse en Europa— no tienen los recursos o la voluntad de contribuir para esta iniciativa.

Por el otro lado, parece que también ha habido falta de promoción del plan A. Me voy a desplazar con el presidente a Nueva York para apoyar la iniciativa de dejar bajo tierra el crudo, pero si esto no resulta tenemos la alternativa del plan B, que es explotar desde fuera del parque Yasuní, las reservas del ITT que podamos.

El campo Tiputini es el candidato a ser explotado fuera del parque Yasuní. Veremos lo que sucede hasta diciembre, la decisión presidencial y procederemos en consecuencia." concluyó.

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