El primer esfuerzo petrolero de Moreno

Es una nueva esperanza de recursos. El Gobierno busca ampliar su producción petrolera de la mano de nuevos campos y mejores ofertas para los inversionistas privados. Desde hoy y hasta el viernes, se negociarán 15 “campos menores”.

La denominación de menores surge, según especialistas petroleros, por las características de producción. Catorce de los 15 tienen reservas marginales que no superan los 5.000 barriles de crudo al día. El restante es Drago (ver cuadro) y, aunque supera los 10.000 barriles diarios, entra en la categoría por su riesgo geológico.

El ministro de Hidrocarburos, Carlos Pérez, anunció la ronda petrolera el 1 de junio en EXPRESO. Ahí, el funcionario explicó que hay campos de diversas características que pueden pasar a operación de las empresas privadas. Él ofreció tener la ronda en menos de tres meses luego del anuncio.

La información estaba lista, adelantó. También destacó que hay interés internacional en los campos. Lo que quedaba pendiente es la modalidad del contrato que se firmaría entre el sector privado y el Estado.

Una de las alternativas era la modalidad de participación. El mecanismo, criticado y desmantelado por el gobierno del expresidente Rafael Correa, permite que la prestadora del servicio -petrolera privada- tenga un porcentaje de producción de crudo como forma de pago.

Pérez dijo que esa modalidad no es mala si se negocia de manera adecuada para las partes. Un “ganar-ganar”.

Bajo la administración de Correa se promocionó otra modalidad de contrato: la de prestación de servicios. El inconveniente detectado en ese mecanismo es que se suscribió una tarifa fija. Es decir, sin importar el precio del barril de crudo, el Ecuador pagaba la misma cantidad a la empresa privada. “Creo que ya hemos aprendido que no se puede tener precios fijos (del barril de crudo) en el contrato”, puntualizó Pérez, a los pocos días de asumir el cargo de ministro.

La lección se aprendió, además, porque bajo una tarifa fija se acumuló una deuda de 2.000 millones de dólares con las petroleras. Cuando el precio del crudo cayó, el país no tuvo recursos para pagar la cantidad acordada por la explotación del hidrocarburo.

La nueva ronda tiene, según la empresa pública Petroamazonas, otros beneficios. Álex Galárraga, gerente de la petrolera, resaltó que los campos “cuentan con facilidades de producción y transporte, tecnologías de la información, conocimiento del reservorio, entre otros activos”.

Destaca, además, que la gestión de Petroamazonas ha tenido un impacto positivo en los costos petroleros en el país. A mediados de abril, por ejemplo, el costo de producción bajó a 16,89 dólares por barril. El costo operativo, en cambio se ubicó en 6,47 dólares. Con las cifras, detalló Galárraga en su bienvenida a las empresas privadas, es posible “producir petróleo en los escenarios actuales de precios internacionales y con responsabilidad social y ambiental”.

Las cuestiones técnicas, sin embargo, podrían ser insuficientes si no se garantiza estabilidad y pagos a tiempo a las petroleras internacionales, aclaran expertos. La inversión será mínima si no se muestra el compromiso de pagar las deudas que tiene el Gobierno con las prestadoras de servicios.

Las rondas

Suroriente

En 2012, el Gobierno del expresidente Rafael Correa presentó la XI Ronda Petrolera del Ecuador. Luego de una extensa promoción por varios países, se recibieron solo cuatro ofertas. Algunas en consorcio con Petroamazonas.

Tres firmas

Ecuador firmó, en abril de 2012, tres contratos de la X Ronda Petrolera. La operación fue para la adjudicación de los bloques “Eno-Ron, Ocano-Peña Blanca y Singue, a los consorcios Marañón, Interpec y DGC, respectivamente”.

Presentación

Ayer, el ministro de Hidrocarburos, Carlos Pérez y el gerente general de Petroamazonas EP, Álex Galárraga, dieron la bienvenida a las empresas interesadas en los 15 campos menores que forman la nueva ronda petrolera.