La futura concesión del OCP encara tres escollos decisivos
El Estado prevé monetizar el Oleoducto de Crudos Pesados. La falta de entrega de garantías limita el proceso
El Oleoducto de Crudos Pesados (OCP) Ecuador, que transporta petróleo desde Lago Agrio, en Sucumbíos, hasta Balao, en Esmeraldas, es un activo clave para el Estado. Su concesión, prevista por segundo año consecutivo, permitiría contar con recursos frescos en 2026, pero el camino para su eventual entrega enfrenta tres escollos.
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La Proforma 2026, que se analiza en la Asamblea, estima ingresos del sector hidrocarburífero, proyectos petroleros y la concesión de la Empresa Oleoducto de Crudos Pesados (OCP Ecuador) por $4.909,66 millones. No detalla el monto que representaría la tubería.
Este valor, sin embargo, sí consta en la Proforma 2025. Su concesión generaría ingresos por $750 millones. Pero este proceso no es tan sencillo.
El primer paso para iniciar con la búsqueda de un socio privado que maneje este oleoducto, que tiene más de 485 kilómetros de extensión, es resolver la entrega de garantías a su anterior operadora (Pampa Energía), que lleva pendiente casi un año, refiere Fernando Santos, exministro de Energía y Minas.
OCP Ecuador está en manos del Estado desde el 30 de noviembre de 2024, tras su reversión por parte de la firma argentina que operaba esta tubería. Desde entonces, Santos indica que no se ha ejecutado la entrega de las garantías ambiental y de operación otorgada por la empresa privada. Esta cobertura asciende a $100 millones. “El Gobierno no ha devuelto esos valores. Mientras no se resuelva este problema no habrá firmas interesadas en operar el OCP”, precisa el exministro.
Diario EXPRESO conoció que entre las razones para frenar el pago están que el Ministerio de Ambiente y Energía no ha declarado aún pasivos ambientales, que sean responsabilidad de la operadora anterior.
Además, un informe técnico de la consultora Tecnie, citado por la Subsecretaria de Refinación, Industrialización, Transporte y Comercialización de Hidrocarburos de esta Cartera de Estado, determinó que existe un desgaste “excepcionalmente acelerado” del oleoducto y una reducción de la dimensión de la tubería, en dos tramos, que configura una capacidad de transporte menor a la inicial.
El OCP tiene una capacidad de transporte de 450.000 barriles por día. Pero opera por debajo de esta cifra por la disponibilidad de petróleo. Entre enero y octubre de 2025 trasladó en promedio 176.206,3 barriles, detalla el Informe Estadístico de Petroecuador (ver gráfico).
Mientras tanto, “el desgaste anormal y excesivo se ha cuantificado técnica y financieramente (…) por un valor total estimado de $ 94,388,976.69”, indica la entidad.
La firma privada que operaba el OCP no coincide con esta visión. Por esta razón, presentó en mayo de 2025 un arbitraje en reclamo de la liberación de las garantías.
EXPRESO consultó al Ministerio de Ambiente y Energía detalles de este proceso y está a la espera de su respuesta.
La producción de petróleo en el ITT
A esta controversia se suma, la caída en la producción en el bloque 43-ITT, que se transporta por el OCP. Esta área petrolera está en un proceso de cierre progresivo desde agosto de 2024, por mandato popular.
Este hecho ha provocado que la producción en este campo pase de alrededor de 50.635,3 barriles promedio diario, entre enero y agosto de 2024, a 40.627,9 barriles, en el mismo periodo de 2025, detalla el Observatorio de la Política Fiscal.
Un menor bombeo en el ITT reduce aún más el volumen de transporte por esta tubería, que es usada también por petroleras privadas y por Colombia.
En este proceso se debe considerar también la construcción de una variante definitiva ante la amenaza que existe sobre este oleoducto y otras infraestructuras estratégicas debido al avance de la erosión regresiva del río Coca, en el sector de San Carlos, apunta Miguel Robalino, consultor energético.
Para este proceso es clave, según Robalino, contar antes con un plan energético a mediano plazo (cinco años) que establezca el rumbo que tomará esta industria. En este insumo se debe plantear “como hacer más eficiente la operación del OCP”.
Una vez que se cuente con este plan, el Estado debe convocar a una licitación internacional que incluya la construcción de una variante definitiva en la zona afectada por este fenómeno, más la operación y su mantenimiento. La infraestructura sigue siendo propiedad del Estado y se debe establecer condiciones favorables para el país, precisa Robalino.
La construcción de esta variante demandaría de una inversión de entre $150 millones y $200 millones, señala Darío Dávalos, consultor energético. Ante esta realidad, considera clave establecer un plazo de 20 años para que una firma privada opere y traslade el ducto a la margen derecha del río Coca. Así, se garantiza el transporte de crudo pesado, “Si este proceso consta en la Proforma 2026, seguro ya deben tener los documentos para la licitación”.
Si, pese a estas trabas, la concesión avanza, el Estado recibiría entre $45 y $75 millones como anticipo, estima Santos. El monto difiere del aspirado para 2025 ($750 millones). “Las expectativas deben ser menores por la baja producción del ITT y la erosión. Nadie pagará más”.
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