Los principales inversionistas en hidrocarburos upstream de Ecuador

Nuevas cifras revelan que el gasto en exploración y producción de hidrocarburos por parte de operadores privados en Ecuador superó las proyecciones en 2023, en momentos en que el gobierno apunta a un aumento de dos dígitos en la producción de crudo en el corto plazo.

La inversión upstream entre enero y noviembre totalizó cerca de US$2.070 millones, según información del Ministerio de Energía y Minas y de la petrolera nacional Petroecuador.

La mayor parte del desembolso provino de la estatal, cuya inversión aumentó 1,63% respecto del mismo período de 2022 a US$1.809 millones.

Los US$260 millones restantes derivaron de 23 operadores privados, que en igual lapso de un año antes desembolsaron US$166 millones.

De los US$260 millones, los contratos de servicios sumaron US$218 millones y los contratos de participación US$42,3 millones, lo que se compara con los US$129 millones y US$37 millones del mismo lapso de 2023.

“Este resultado se debe al incremento en inversión de las operadoras, a fin de garantizar el funcionamiento adecuado de las facilidades y la correcta operación de los campos”, indicó el ministerio.

OPERADORES PRIVADOS

Cuatro grupos con contratos de servicios concentraron el 75% de la inversión para este tipo de contratos, liderados por Enap Sipetrol, filial de la petrolera nacional chilena, Enap.

Los fondos de Enap se destinaron a los bloques MDC (T1 T2) y PBH Inchi, también conocidos como áreas 46 y 47, que recibieron US$72 millones y US$29,7 millones, respectivamente.

Le siguió Andes Petroleum Ecuador con US$47 millones, destinados a los bloques Tarapoa (62) con US$46,6 millones, 83 con US$283.490 y 79 con US$277.984.

Otros gastos considerables provinieron de Petrobell-Grantmining con US$25,9 millones en el bloque Tigüino (66) y y Pluspetrol Ecuador con US$18,9 millones en el bloque 10.

Por su parte, Frontera-Geoparque lideró el gasto de los grupos con contratos de participación. El consorcio invirtió US$19,4 millones en Perico (88) y US$5,68 millones en Espejo (92).

El gasto del segundo titular de contratos de mayor participación, Gran Tierra Energy Colombia, alcanzó US$8 millones para Charapa (50), US$5 millones para Chanangue (51) y US$585.863 para Iguana (89).

Gran parte de la inversión se destinó a proyectos de recuperación secundaria ejecutados por Petroecuador en las zonas Auca, Edén Yuturi, Indillana, Lago Agrio, Libertador, Oso-Yuralpa, Sacha, Shushufindi y 16.

La ejecución de proyectos de este tipo también estuvieron a cargo de Enap Sipetrol (bloques 46 y 47), Andes Petroleum Ecuador (62), Orionoil (54), Petrobell-Grantmining (66), Consorcio Petrosud-Petroriva (Pindo o 65) y PetroOriental (14 y 17).

Además, cifras oficiales revelan que Petroecuador perforó 127 pozos en 2023 y los operadores privados 31, por sobre los respectivos 116 y 47 de un año antes.

Las siguientes tablas muestran la inversión de otros operadores.

CONTRATOS DE SERVICIO

Compañía	Nombre del bloque	Número del bloque	Inversión en US$
Orionoil	Eno Ron	54	7,58 millones
Orion Energy	Ocaño Peña Blanca	52	6,65 millones
Asociación Pacifpetrol, Andipetroleos y Santa Elena Petróleo y Gas	Gustavo Galindo	2	2,53 millones
petrooriental	17	17	2,44 millones
petrooriental	14	14	1,76 millones
Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur	Palanda	64	1,37 millones
Gente Oil Ecuador	Singue	53	1,14 millones
Consorio Petrosud y Petroriva	Pindo	65	539.940

CONTRATOS DE PARTICIPACIÓN

Compañía	Nombre del bloque	Número del bloque	Inversión en US$
Petróleos Sud Americanos del Ecuador	Sahino	90	1,85 millones
Petróleos Sud Americanos del Ecuador	Araza Este	91	1,46 millones

PRODUCCIÓN

El Ministerio de Energía y Minas fijó un objetivo de 550.000b/d en 2025, 16% más que los 475.000b/d de 2023.

La producción del 18 de marzo llegó a 487.401b/d: 396.668b/d de Petroecuador y 90.733b/d de operadores privados, según la agencia de regulación de energía y recursos naturales no renovables ARCERNNR.

La producción cayó de 176 millones a 173 millones de barriles el año pasado, lo que el ministerio atribuye a la paralización del ducto de crudo pesado OCP entre febrero y abril debido a la crecida del río Marker, lo que afectó las operaciones.

Luego de un referéndum por el cierre del bloque 43 (ITT) , las autoridades han puesto sus esperanzas en la ronda de licenciamiento Intracampos II para impulsar la actividad y el desarrollo de los bloques 80, 84, 85, 86 y 87 de Suroriente, así como de los bloques de crudo pesado 20 (Pungarayacu) y 29.

Fuente: Ministerio de Energía y Minas. Las reservas para el año terminado el 31 de diciembre de 2022 están en revisión

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