13 de agosto de 2018 00:00

Renta petrolera subió un 27% en el primer semestre

Ministro de Hidrocarburos, Carlos Pérez, visita el Centro de Procesos Tiputini. Foto: Julio Estrella / EL COMERCIO

Ministro de Hidrocarburos, Carlos Pérez, visita el Centro de Procesos Tiputini. Foto: Julio Estrella / EL COMERCIO

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Patricia Carolina González
patriciag@elcomercio.com (I)

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La entrada de recursos al Fisco producto de la renta petrolera aumentó en el primer semestre de este año, en comparación con igual período del 2017.

Entre enero y junio pasados, los ingresos por exportaciones del crudo subieron un 27%, de acuerdo con datos del Banco Central del Ecuador. El alza de la renta petrolera se explica por el incremento del precio promedio por barril de crudo ecuatoriano, que subió de USD 43,2 a 60,5.

Esto fue posible pese a una caída de la producción nacional de crudo de 533 900 barriles de petróleo por día (bppd), en promedio, a 514 400 bppd, en el primer semestre.

La disminución se debió a una baja en la producción estatal del 6%, mientras que el sector privado subió en un 5%.

Petroamazonas cerró los primeros seis meses del año con 398 900 barriles por día, según datos del BCE. La firma espera una caída para el cierre del año en el bombeo de crudo de todos sus campos, con excepción del Bloque 43-ITT (campos Ishpingo, Tambococha y Tiputini), que inició sus operaciones en septiembre del 2016 y hoy está en un promedio de 75 000 barriles por día.

Alex Galárraga, gerente de la empresa estatal, explicó que en algunos campos maduros, como Cuyabeno y Oso Yuralpa, no ha habido un incremento porque se requiere de mayores inversiones para perforar, pero “el riesgo es alto”.

El Bloque ITT cerrará el 2018 con un promedio de producción diaria de 65 451 barriles


“Es necesario que en las inversiones del Estado se minimicen los riesgos y se maximice la rentabilidad. Estos son campos maduros de hace 30-40 años”, subrayó Galárraga y aclaró que al ser una compañía pública tiene restricciones presupuestarias. El presupuesto actual de Petroamazonas es de USD 2 800 millones, mientras que en 2014 era de USD 4 735 millones.

En las decisiones de inversión de la empresa -indicó- influye el precio del crudo. Ahora con un WTI de USD 65 por barril, se comenzará desde este mes a invertir en nuevas perforaciones en varios campos.

Otra variable son las condiciones del campo. Se evalúa, por ejemplo, su porcentaje de declinación o descenso en la capacidad de producción. “Sacha declina al 8%, mientras que otros campos, al 30%”, señaló Galárraga.

El Gerente de la petrolera estimó que a finales de año alcanzarán una producción de 450 000 barriles diarios. “La semana pasada ya alcanzamos los 420 000 barriles”.

Para el funcionario, los costos se han optimizado sin un impacto significativo en los niveles de producción. “En los dos últimos años, la perforación ha bajado en un 60%, esto significa en gastos USD 100 millones. Perforar es lo que más cuesta”. En general, las inversiones han disminuido en más del 40% y los costos operativos, en un 15%, detalló.

A mediano plazo, el Bloque ITT es la gran promesa, con una renta actual por barril de USD 35,12. “El proyecto ITT es el desarrollo más importante de la industria hidrocarburífera del Ecuador en los últimos 40 años”, resalta la petrolera estatal.

Se calculó que el ITT cerrará el año con un promedio de producción diaria de 65 451 barriles, lo que significaría un incremento del 48% en relación con sus niveles de producción del 2017. Sin embargo, se espera que esta semana alcance los 80 000 bppd, indicó Galárraga.

El Bloque 43 se sitúa en la región amazónica, provincia de Orellana; una parte del área intervenida pertenece al Parque Nacional Yasuní. Para acceder al ITT se requiere navegar por el río Napo, desde el puerto de la ciudad del Coca, por cerca de tres horas.

El jueves de la semana pasada estaba en perforación el pozo 17 de Tambococha, que puede producir cerca de 6 000 barriles diarios. Este campo, que se encuentra dentro del Yasuní, entró en operación en febrero pasado. Tiputini fue el primer campo en comenzar a producir, en septiembre del 2016, con 20 000 bppd.

En Ishpingo aún se gestionan las licencias con el Ministerio de Ambiente, puesto que una parte del campo se ubica en la zona de amortiguamiento del Parque Yasuní, una franja que bordea el área intangible de la reserva, donde se prohíbe la actividad petrolera.

“Este campo va a producir más de 200 000 barriles al día, una vez que estén trabajando todos los pozos”, indicó el ministro de Hidrocarburos, Carlos Pérez, en un recorrido por el Bloque 43, el jueves pasado.

Las intervenciones en el ITT no incluyen solo perforaciones. En el Centro de Procesos Tiputini, donde se separa el petróleo del gas y agua que se extrae de los campos para ser bombeado a los oleoductos, la Corporación Eléctrica del Ecuador (Celec) está a cargo de la construcción de una central de generación eléctrica.

Con este proyecto se prevé sustituir el uso de diésel en las operaciones del Centro, lo que significará un ahorro de alrededor de USD 2 millones en combustible.

La inversión total prevista para el ITT, indicó el ministro Pérez, es de USD 4 500 millones. “Hasta el momento hay invertidos 1 500 millones”.

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