El Ecuador tiene disponibles aún reservas probadas entre 1.200 y 1.500 millones de barriles de petróleo, lo que quiere decir que al ritmo actual de explotación de 150 millones de barriles anuales, le quedarían entre ocho y diez años de producción. A mediados de la próxima década tendría que convertirse en megaimportador de hidrocarburos, en el marco de una economía pospetrolera que proyecta un futuro sombrío.

Esta decadencia es producto de que en las últimas dos décadas no se ha hecho exploración alguna para reponer reservas. Mientras, otros países de la región, como México, Brasil, Colombia, Perú, Argentina y Guyana, lo vienen haciendo, asegurando el porvenir de su soberanía energética.

A fin de recuperar tiempo, el Gobierno ha lanzado un ambicioso plan de licitaciones que comprende inversiones por $ 41.500 millones. Empieza por los bloques 16 y 67 en la Amazonía, devueltos al Estado por Repsol, con miras a duplicar su producción. Al tiempo, con el bloque 6 en el golfo de Guayaquil, donde se encuentra el campo Amistad, que para tal propósito será devuelto por Petroecuador al Ministerio de Energía y Minas, MEM.

La actual administración considera que no está dentro de la experticia de la empresa estatal la explotación/exploración off shore y por tanto esa actividad debe ser concesionada a la empresa privada. Se tiene previsto perforar nuevos pozos frente a Posorja y Puná para descubrir yacimientos que potencien las reservas de gas natural del campo Amistad. Por cuerda separada, Celec apunta a concesionar Termogás Machala para recomponer el concepto de clúster energético que funcionó hasta 2011.

En la Amazonía se han extendido los contratos de tres operadoras (Andes Petroleum, ENAP de Chile y PCR), a la vez que se negocia el desarrollo de otros cuatro campos. En el bloque 2 de Santa Elena está prevista la perforación de dos pozos de profundidad (9.000 pies) para develar si las estructuras más someras (1.000 pies), descubiertas a inicio del siglo XX tienen crudo de calidad abajo.

El grueso de la inversión prevista está en los bloques de “Optimización y Exploración” del nororiente ($ 8.000 millones) que Petroecuador no puede operar eficientemente por falta de capacidad tecnológica y de inversión; también serán devueltos al MEM para licitarlos. Deberá hacerlo bajo la modalidad de contratos de participación, no de servicios específicos con financiamiento que resulta poco atractiva. Está el antecedente de Intracampos I, que, retomando ese formato, proyecta aportar a la producción nacional 9.000 barriles diarios. En lo concerniente a once bloques off shore y catorce bloques del suroriente, se prevé invertir $ 12.000 millones y $ 20.000 millones, respectivamente, a mediano plazo, requiriendo de un cronograma todavía incierto.

El problema del cambio de momento de la industria petrolera que se encuentra en estado de retroceso (en una década la producción se ha desplomado en 100.000 barriles diarios) es que al Gobierno le queda apenas ocho meses para cumplir un plan tan ambicioso. De ahí la urgencia de priorizar los proyectos y sobre todo mantener sus lineamientos como una política de Estado, al margen de quien gane las elecciones. (O)