Destaque: os principais investidores em upstream no Equador

Novos números revelam que os gastos com exploração e produção de hidrocarbonetos por operadores privados no Equador excederam a expectativa em 2023, uma vez que o governo visa, para o curto prazo, um aumento de dois dígitos na produção de petróleo bruto.

O investimento em upstream entre janeiro e novembro totalizou US$ 2,07 bilhões, mostram informações do Ministério da Energia e Minas e da estatal Petroecuador.

A maior parte dos gastos veio da estatal, com o investimento aumentando 1,63% no interanual, registrando US$ 1,81 bilhão.

O saldo de US$ 260 milhões veio de 23 operadores privados, ante um orçamento de US$ 166 milhões.

Dos US$ 260 milhões, os contratos de serviços representaram US$ 218 milhões e os contratos de participação, US$ 42,3 milhões, em comparação com a expectativa de US$ 129 milhões e US$ 37 milhões, respectivamente.

“Este resultado deve-se ao aumento do investimento por parte dos operadores, de forma a garantir o bom funcionamento das instalações e o correto funcionamento dos campos”, segundo o ministério.

OPERADORES PRIVADOS

Entre os operadores privados, quatro grupos que detêm contratos de serviços responderam por 75% do investimento neste tipo de contrato, liderados pela Enap Sipetrol, subsidiária da estatal chilena Enap.

Os recursos da Enap foram destinados aos blocos MDC (T1 T2) e PBH Inchi, também conhecidos como áreas 46 e 47, que receberam US$ 72 milhões e US$ 29,7 milhões, respectivamente.

Na sequência vem a Andes Petroleum Equador, com US$ 47 milhões, os quais foram para os blocos Tarapoa/62 (US$ 46,6 mi), 83 (US$ 283.490) e 79 (US$ 277.984).

Outras despesas consideráveis vieram de Petrobell-Grantmining e Pluspetrol Equador, as quais investiram US$ 25,9 milhões e US$ 18,9 milhões nos blocos Tigüino (66) e 10, respectivamente.

Por sua vez, o Consorcio Frontera-Geopark superou os gastos com grupos detentores de contratos de participação. Foram investidos US$ 19,4 milhões em Perico (88) e US$ 5,68 milhões em Espejo (92).

Os gastos da Gran Tierra Energy Colombia – segunda maior detentora de contratos de participação – atingiram US$ 8 milhões para Charapa (50), US$ 5 milhões para Chanangue (51) e US$ 585.863 para Iguana (89).

Grande parte do investimento foi destinado a projetos de recuperação secundária realizados pela Petroecuador nas áreas Auca, Edén Yuturi, Indillana, Lago Agrio, Libertador, Oso-Yuralpa, Sacha, Shushufindi e 16.

Tais projetos também foram executados por Enap Sipetrol (blocos 46 e 47), Andes Petroleum Ecuador (62), Orionoil (54), Petrobell-Grantmining (66), Consorcio Petrosud-Petroriva (Pindo ou 65) e PetroOriental (14 e 17).

Além disso, os números oficiais revelam que a Petroecuador perfurou 127 poços em 2023 e os operadores privados 31, ante 116 e 47 um ano antes.

As tabelas a seguir mostram o investimento para os demais operadores.

CONTRATOS DE SERVIÇO

Empresa	Nome do Bloco	Número do bloco	Investimento (em US$)
Orionoil	Eno Ron	54	7.58 mi
Orion Energy	Ocano Peña Blanca	52	6.65 mi
Asociacion Pacifpetrol-Andipetroleos-Santa Elena Oil and Gas	Gustavo Galindo	2	2.53 mi
Petrooriental	17	17	2.44 mi
Petrooriental	14	14	1.76 mi
Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur	Palanda	64	1.37 mi
Gente Oil Ecuador	Singue	53	1.14 mi
Consorio Petrosud-Petroriva	Pindo	65	539,940

CONTRATOS DE PARTICIPAÇÃO

Empresa	Nome do Bloco	Número do bloco	Investimento (em US$)
Petróleos Sud Americanos del Ecuador	Sahino	90	1.85 mi
Petróleos Sud Americanos del Ecuador	Araza Este	91	1.46 mi

PRODUÇÃO

O Ministério de Energia e Minas estabeleceu uma meta de produção de 550 mil b/d em 2025, um salto de 16% em relação aos 475 mil b/d registados em 2023.

A produção em 18 de março era de 487.401 b/d, sendo 396.668 b/d da Petroecuador e 90.733 b/d de operadores privados, segundo a Agência para a Regulação e Controle de Energia e Recursos Naturais Não Renováveis (ARCERNNR).

A produção no ano passado caiu de 175,6 para 173,4 MMb (milhões de barris), o que o ministério atribui à suspensão do oleoduto de petróleo pesado OCP entre fevereiro-abril devido à cheia do rio Marker, que impactou as operações.

Após um referendo sobre as operações de fechamento no bloco 43 (ITT), as autoridades depositaram esperanças na rodada de licenciamento Intracampos II para impulsionar a atividade e o desenvolvimento dos blocos Suroriente 80, 84, 85, 86 e 87, bem como dos blocos de petróleo pesado 20 (Pungarayacu) e 29.

Fonte: Ministério de Energia e Minas (Reservas para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2022 estão em revisão)

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