La Consulta Popular del Yasuní ITT se acerca cada vez más. Según Petroecuador y el ministro de Energía y Minas, Fernando Santos, de ganar el Sí se perderían USD 1.200 millones anuales; sin embargo, es una cifra irreal. El economista e investigador Carlos Larrea explica otro escenario.
1.200 MILLONES DE PÉRDIDAS ANUALES, UNA CIFRA IMPRECISA
El 20 de agosto de 2023, se decidirá si se continuará con la actividad petrolera en el bloque 43, donde se encuentra el Parque Nacional Yasuní, una de las selvas más biodiversas del mundo. El bloque concentra tres yacimientos petrolíferos que forman el bloque ITT (Ishpingo, Tiputini y Tambococha). Actualmente, contribuye con aproximadamente USD 1.200 millones anuales a la economía ecuatoriana ¿o no?
En entrevista con Revista Gestión, el economista Carlos Larrea explicó que esta cifra calculada por Petroecuador es “exagerada” en todos los sentidos. Para calcularla, se multiplica el número de barriles producidos diarios, el precio por barril y los 365 días del año. Como supuestos se ha establecido una producción diaria de 55.000 barriles y un precio por barril de aproximadamente USD 60. Estos valores no son los correctos para realizar el cálculo, argumenta Larrea, quien ha presentado una cifra mucho menor a la oficial (Gráfico 1).
Gráfico 1
Cifra oficial vs cifra estimada
La cifra de 1.200 millones se refuta con base en tres argumentos:
- Petroecuador asume costos de producción cero
“La cifra de USD 1.200 millones se trata únicamente de ingresos brutos, no se han considerado los costos de producción al extraer petróleo del ITT, mismos que son mayores que en otros bloques debido al tipo de crudo. Puesto que el crudo del ITT es en verdad de muy mala calidad, con costos de extracción altos y crecientes”, explica Larrea.
Para empezar, los costos de producción en el sector petrolero pueden variar según el grado de API que posee el tipo de crudo que se explota. Los grados API miden la densidad del crudo, es decir, cuánto pesa un producto de petróleo con relación al agua. Cuando su grado API es mayor de 10, se lo considera petróleo extremadamente pesado, entre 10 y 22 es crudo pesado, entre 22 y 31 se lo clasifica como crudo medio y si es mayor a 31 grados, es ligero.
También se considera el BSW, mismo que corresponde al contenido de agua libre (no disuelta) y sedimentos (limo, arena) que trae el crudo. Es importante que su valor sea bajo para evitar suciedades y dificultades durante el procesamiento del crudo. Bajo esos dos indicadores, el crudo extraído del bloque ITT, en Tambococha y Tiputini, se ha clasificado como pesado (14 °API) con una producción de agua y sedimento moderada (Tabla 1).
Tabla 1
Clasificación de crudo pesado según BSW
Para estimar los costos, Larrea ha tomado como referencia los USD 35 por barril que Petroecuador pagaba a Repsol al operar en el bloque 16, ubicado en la selva amazónica, entidad con la que finalizó su contrato a finales del 2022. De esa manera, insiste el experto, se podrá calcular el valor real de la pérdida por el cierre de las actividades en el campo ITT.
- El precio por barril se ha sobrestimado
El petróleo ecuatoriano casi siempre tiene un precio menor o castigo frente al WTI debido al grado API. Larrea identifica dos principales tipos de crudos en Ecuador, Napo y Oriente, mismos que poseen diferentes calidades. El crudo Oriente es un crudo medio, mientras que el crudo Napo es un crudo más pesado con mayor porcentaje de azufre. Precisamente, el petróleo explotado en el Yasuní corresponde a este segundo tipo.
Para llegar a la cifra mencionada por Petroecuador, Larrea determinó que han tomado como referencia un precio promedio de aproximadamente USD 60 diarios por barril, un precio “irreal”, menciona.
La cifra se acerca al realizar un promedio entre 2008 y 2022 de los precios anuales del crudo Napo. No obstante, recordemos que la explotación petrolera en el campo ITT inició apenas en 2016, cuando los primeros barriles de producción comenzaron a extraerse. Al calcular el precio promedio por barril desde 2016, se tiene un precio promedio de USD 51, mismo que presenta un castigo frente al precio WTI de USD 11,67 en 2022 y USD 8,41 en promedio (Gráfica 2).
Gráfica 2
Precio por barril promedio del crudo
“Además, los precios del petróleo desde el inicio de la guerra entre Rusia y Ucrania están disminuyendo y es muy difícil que vuelvan a recuperarse en el corto plazo. A esto se suma la transición energética mundial acelerada, sobre todo por la inclusión de los vehículos eléctricos y por desarrollo de energías limpias. Como resultado, la demanda mundial de petróleo va a alcanzar su pico este año y luego va a comenzar a declinar. Por ejemplo, varios países europeos decidieron prohibir la venta de motores de combustión interna a partir del 2035, que es muy pronto. Por esos motivos, realizar una inversión en esta actividad no es rentable y es de alto riesgo” dijo Larrea.
- La producción cae cada día, no llega a los 55.000 barriles
Según Larrea, Petroecuador presentó a la Corte Constitucional en el mes de abril su producción diaria en 2023, donde se mostraba también la producción futura en el ITT proyectada hasta 2045.
“Cabe mencionar que la producción máxima fue en 2019 (72.371 barriles diarios). Sin embargo, a partir de ese año, se observó una disminución abrupta en la extracción debido a problemas técnicos. Específicamente un aumento en el corte de agua en el proceso de producción petrolera. Actualmente, están extrayendo 11,5 barriles de agua por cada barril de petróleo, según datos de Petroecuador, lo cual representa un gran costo”, señala.
La producción diaria promedio para 2023, que sostuvo Petroecuador ante la Corte, tuvo un valor de 51.935 barriles diarios; “entonces, la cifra de 55.000 barriles diarios es una ficción”. En realidad, para junio del 2023, la producción diaria en el bloque 43 llegó a 54.800 barriles diarios. Pero tomar esta cifra para calcular la pérdida anual durante 20 años, como lo hace la empresa estatal, “es incorrecto e impreciso” puesto que varía de mes a mes y la tendencia en cuanto a la producción petrolera es decreciente año tras año.
“Si el Sí gana en la consulta y se procede al cierre del ITT, se estima que este proceso tomará alrededor de 18 meses o al menos unos 15 meses, contados desde el momento en que el Consejo Nacional Electoral (CNE) oficialice los resultados. Suponiendo que esto ocurra un mes después de las elecciones, habría aproximadamente 365 días hábiles en total”, indica el economista.
Es decir, las pérdidas anuales totales se deben empezar a contabilizar desde 2025, año en el que Petroecuador muestra una producción estimada de 37.211 barriles diarios. Aun así, Larrea ha considerado la producción estimada a 2024, redondeándola a 47.000 barriles diarios para realizar su cálculo (Tabla 2).
Tabla 2
Producción diaria futura de barriles
“Para 2030, según Petroecuador, la producción petrolera se reducirá a la mitad, siendo 20.044 barriles diarios y vamos a llegar en el 2045 con menos de 1.000 barriles diarios. Es decir, el problema es que el ITT está en franca declinación”. Esto significa que se tiene un flujo, pero es un flujo fuertemente decreciente, entonces las supuestas pérdidas para el Estado van a ser menores cada año.
LA ÉPOCA DEL PETRÓLEO SE TERMINA
En su Amicus Curiae, Carlos Larrea explica que, frente al notable aumento del consumo interno de combustibles, que se beneficia de precios altamente subsidiados y la falta de políticas eficaces de reemplazo, la importación de productos derivados se incrementa rápidamente, llegando a absorber una parte considerable de las exportaciones.
“Para el año 2027, se prevé que Ecuador se convierta en un importador neto de petróleo, lo que requiere una transición que le permita encontrar un lugar en el mercado mundial y una ubicación internacional, además de continuar proporcionando recursos para sus ciudadanos”, advierte Larrea.
Además, el vínculo entre petróleo y desarrollo en Ecuador ha sido históricamente débil debido a la corrupción y a diversos problemas, explica Larrea. Aunque es un país petrolero, su crecimiento promedio ha sido casi nulo, y en la actualidad, el ingreso per cápita es incluso inferior al registrado en 2014. Las perspectivas de crecimiento futuro son mínimas, y la producción petrolera ha declinado en los campos maduros a un 10% anual debido a la falta de reservas, mismas que año tras año se reducen.
En 2017, las reservas totales, considerando las probadas, probables y posibles, se contabilizaron en 2.695 millones de barriles, cifra que ha tenido una reducción del 23% para 2021, según las estadísticas más actuales del Ministerio de Energía y Recursos Naturales no Renovables, llegando a ser 2.062 millones de barriles (Gráfico 3).
Gráfico 3
Reservas de petróleo
“En este contexto, se vuelve lógico pensar en una transición hacia un país post petrolero, que inevitablemente ocurrirá en los próximos años. La única ventaja competitiva real que el país puede desarrollar se basa en la conservación de la naturaleza, una estrategia que deberá enfocarse en el futuro para enfrentar los desafíos de la disminución de la producción petrolera y encontrar una posición sostenible en el mercado global”, concluye Larrea.
(*) Elaborado por Camila Marcayata, analista económica Revista Gestión.
Last modified on 2023-07-30