La extracción de crudo en Petroecuador ha ido en descenso en el transcurso de 2024, complicando la meta que el Gobierno se planteó de incrementar la producción a 550.000 barriles diarios. Entre los principales factores que han incidido en la caía de la explotación petrolera en la empresa pública está la erosión regresiva del río Quijos, el cierre paulatino de pozos del bloque 43-ITT, fallas eléctricas en equipos, sequía, crisis energética y falta de inversiones.
Además expertos atribuyen el estancamiento de la producción petrolera, que se arrastra los últimos años, a la carencia de una política pública en materia de hidrocarburos, el constante cambio de gerentes en Petroecuador y falta de un manejo técnico de la entidad, y también la rotación de autoridades en el Ministerio de Energía.
En enero de este año, la empresa estatal registró un promedio de 410.399 barriles de petróleo por día (bppd) y para septiembre cayó a 372.069, lo que implica una reducción de 38.330 barriles al día. Entre el 1 y 27 de octubre la producción promedio diaria se ubica en 374.123 bppd, según el reporte de la petrolera estatal publicado el lunes 28 de octubre.
A mediados de año la producción diaria cayó de mayo a junio en 34.009 barriles, en promedio, debido a que la empresa Oleoducto de Crudos Pesados (OCP) tuvo que paralizar temporalmente el transporte de petróleo ante el rápido avance de la erosión regresiva del río Quijos, en la provincia de Napo, que comprometía la infraestructura hidrocarburífera.
Más adelante se presentaron otros inconvenientes. Petroecuador informó que en agosto la producción se redujo debido a la sequía del río Napo, que dificultó el abastecimiento de combustible para la operación de Edén Yuturi (bloque 12), provocando que varios pozos tengan que ser apagados.
En el mismo bloque ocurrieron fallas eléctricas que también obligaron a apagar pozos. También se reportaron más complicaciones en equipos por suspensiones de electricidad, que afectaron la producción de los bloques 31 (Apaika Nenke), 61 (Auca), 58 (Cuyabeno), 12 (Edén Yuturi), 43 (ITT), 15 (Indillana), 56 (Lago Agrio), 57 (Libertador), 21 (Oso Yuralpa), 60 (Sacha) y 57 (Shushufindi).
A ello se suman daños en tuberías que cumplieron su vida útil, perforaciones clandestinas en los oleoductos y robos de cables.
El cierre paulatino de pozos del bloque 43-ITT, debido a la consulta popular de 2023, también restó la producción de Petroecuador. El pasado 2 de octubre el entonces ministro de Energía y Minas, Antonio Goncalves, confirmó que a esa fecha se habían cerrado entre cuatro o cinco pozos del bloque 43. No obstante, Goncalves reivindicó que la producción petrolera aumentaría, para lo cual se están repotenciando pozos y lanzando licitaciones.
El gobierno de Daniel Noboa anunció en agosto un ambicioso plan para captar inversiones privadas por $ 41.500 millones e incrementar la explotación de crudo, a través de cinco rondas licitatorias, con contratos de participación que tendrán una duración de 24 años.
De las cinco rondas la más próxima es la licitación por $ 300 millones de los bloques 16 y 67, ubicados en la provincia de Orellana, que regresaron a manos de Petroecuador en enero de 2023. El proceso saldría hasta este mes de noviembre.
El régimen se planteó como meta incrementar el volumen de producción de hidrocarburos de 478.824,46 de barriles por día, en el año 2023, a 550.033,60 barriles diarios al 2025, de acuerdo al Plan de Desarrollo 2024-2025.
Ese objetivo aún es distante, ya que en la actualidad -con corte al 27 de octubre- la producción nacional alcanza 472.359 barriles, de los cuales Petroecuador aporta 375.369 bppd y las compañías privadas 96.990 bppd, de acuerdo con la Agencia de Regulación y Control de Hidrocarburos.
La diferencia entre el último reporte de la producción nacional frente a la meta planteada en el Plan de Desarrollo es de 77.674,60 barriles al día, es la cantidad de barriles de petróleo que faltan para cumplir el objetivo del régimen.
Con información de: El Universo
