Análisis de las
consecuencias de la sentencia de la corte constitucional sobre el área de
explotación petrolera en el parque nacional de Yasuní
12 febrero de 2022
La sentencia de carácter vinculante dictada el 28 de enero de 2022 por la
Corte Constitucional relacionada con la ampliación de
la zona intangible Tagaeri Taromenane y reducción del área de explotación
petrolera en el Parque Nacional Yasuní, determinó en lo pertinente, entre otros
aspectos lo siguiente:
“Al respecto, este Organismo
precisa que el procedimiento de excepción establecido en el artículo 407 de la
Constitución para las áreas protegidas y zonas declaradas como intangibles no
puede ser interpretado de tal forma que permita la actividad extractiva de
recursos no renovables en los territorios de posesión ancestral de los pueblos
indígenas en aislamiento en los que conforme al artículo 57 de la Constitución
“estará vedada todo tipo de actividad extractiva”
La sentencia de carácter
vinculante por la Corte Constitucional, obliga al Gobierno Nacional a revisar
sus planes de duplicar la producción petrolera contenido en el Plan Estratégico
Institucional 2021-2025.
Producción de Petróleo
Entre otros objetivos y
metas establecidas en el Plan Nacional de Desarrollo (PND) con la Agenda 2030 y
sus Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS), se establece como Meta PND: Incrementar
el volumen de producción de hidrocarburos de 516.083 BEP a 1 millón (Tabla 2
del PND: Alineación a los ODS)
Según cifras oficiales que
se muestran en el Plan Estratégico Institucional (Tabla 13 del PND: Producción
Nacional de Petróleo), la Producción Promedio Diario Crudo Nacional en Campo se
encuentra en franca declinación. Así para el año 2017 fue de 531,31 MBLS y para
el año 2021 de 496,33 MBLS
La declinación natural de
producción de petróleo en los campos no se ha considerado dentro del PND. A continuación,
se muestra los valores de la declinación de producción de petróleo tanto en la
EP Petroecuador como en las Empresas Privadas:
El Promedio Diario de
producción de petróleo de Petroamazonas EP (EP Petroecuador) para el año 2017
fue de 416,69 MBLS y en el 2021 fue de 391,87 MBLS. Las Compañías Privadas para
los mismos periodos fueron de 114,62 MBLS y 104,46 MBLS, respectivamente.
La inversión privada no ha
contribuido para sostener la declinación natural de producción de los campos
bajo su cargo y peor aún para lograr un incremento a pesar de las altas Tarifas
que reciben del Estado Ecuatoriano por sus servicios.
Derivados de Petróleo
Según cifras oficiales que
constan en el mismo Plan Estratégico Institucional mencionado, la producción
nacional de derivados viene disminuyendo irreversiblemente (Figura 19:
Producción Bruta de Derivados en Refinerías y Plantas) y las importaciones se siguen
incrementando de manera constante (Figura 20: Importación de Derivados). En el
periodo 2020-2021 las importaciones crecieron en un 14,35%, al pasar de 36,24
MMBL en el periodo de enero a septiembre año 2020 a 41,44 MMBL en el mismo
periodo del año 2021”
Se puede concluir que la
importación de combustibles en manos privadas por decisión del Gobierno, es un
negocio rentable y sin riesgo para el sector privado.
La falta de recursos
económicos necesarios para la optimización de la operación de nuestras plantas
de producción de derivados que no han sido entregados en este y anterior
gobierno parece una decisión deliberada como se muestra a continuación:
Liberación de Importación de
Derivados – Sector Privado
• Emisión del Decreto
Ejecutivo Nro. 1158 (24 de septiembre del 2020), permite la libre importación
para el abastecimiento y comercialización de nuevos combustibles por parte del
sector privado.
• Las empresas pueden
utilizar su propia infraestructura o a su vez se ha elaborado un contrato tipo
y tarifario para el uso de la infraestructura de la EP PETROECUADOR.
• Los costos de importación
en los últimos años, ascendieron en el año 2018 a USD 4.249 millones, año 2019
a USD 4.154 millones.
Proyectos del Sector de
Hidrocarburos
“Los proyectos determinados
por el Gobierno Nacional para incrementar la producción nacional de petróleo de
manera racional y ambientalmente sustentable como se menciona, carecen de
sustento técnico, por lo que no constituyen un atractivo para las inversiones
privadas en el sector”.
Sustento Técnico:
·
La existencia de 45.000 millones de barriles
de reservas de petróleo en sitio que afirma públicamente, las tiene el País,
según el Gerente General de Petroecuador, no cuenta con estudios técnicos oficiales
que lo respalden.
·
Los datos oficiales sobre reservas probadas
datan del año 2018. A la fecha esas reservas no superan los 900 millones de
barriles. Al ritmo actual de producción de 500 MBLS, esas reservas pueden
agotarse en unos 6 años.
·
Para incrementar la producción necesariamente
deben existir suficientes reservas probadas de petróleo que, al momento,
oficialmente no han sido declaradas.
·
La falta de información oficial sobre
reservas crea desconfianza en el inversionista.
·
La no inclusión del desarrollo del campo
Ishpingo para incrementar la producción en el Plan Estratégico Institucional,
demuestra un gran desconocimiento del potencial hidrocarburífero del Ecuador.
Los datos de reservas petroleras para el Bloque ITT según estudios realizados
por la Compañía Ryder Scott Petroleum Consultants cortado al 31 de diciembre de
2016, arroja las siguientes cifras: 91,2 millones de barriles de Reservas
Probadas; 54,2 millones de barriles de Reservas Probables y 496, 8 millones de
barriles de Reservas Posibles.
·
La Estimación de
Hidrocarburos 2020-2028 realizada por Petroamazonas EP en año 2020 sobre uno de
los posibles escenarios para el desarrollo del Campo Ishpingo establecía la
construcción de 10 Plataformas para la perforación de 151 pozos. Las
Plataformas A y B se planifico construir hasta el año 2022. Estas plataformas
tienen Licencia Ambiental para su construcción y se encuentran localizadas
fuera de la Zona de Amortiguamiento al igual que los Campos Tambococha y
Tiputini. En razón de la cual, el gobierno continuará con su plan de perforar
los 40 pozos programados en el 2022 e incorporar 18.000 bppd a la producción en
el año 2023.
·
La falta de
controles del Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables sobre la
construcción de las variantes de los oleoductos OCP y SOTE (total 7 variantes a
la fecha) por las roturas debidas a la erosión regresiva del rio Coca han
producido grandes afectaciones al ambiente y a la economía.
·
La última rotura
del OCP(1) forzó a EP Petroecuador a cerrar por 11 días la
producción de crudo pesado de los Campos Tambococha, Tipuni y Apaika que
representan aproximadamente una pérdida de 83.627 bpd comparando la producción
del 27 de enero que fue de 389.106
bppd versus la del 5 de febrero de 2022 fue de 305.479 bppd (Ver reporte Diario de Producción de esas fechas)
·
La sentencia de la Corte Constitucional
mediante la cual prohíbe la explotación de hidrocarburos en la Zona de
Amortiguamiento de Parque Nacional Yasuní, donde se encuentran las mayores
reservas probadas del Campo Ishpingo, afectan negativamente los planes de
incremento de producción planteadas por el Gobierno.
Por los antecedentes expuestos,
el Gobierno deberá revisar en su conjunto las estrategias y los proyectos del sector
de hidrocarburos contemplados en el Plan Estratégico Institucional 2021-2025.
(1)
La caída de la piedra que rompió el
oleoducto de crudos pesados (OCP) por la alta pluviosidad en el área, no sería
la única causa. Haber construido las 6 variantes en una zona geológicamente
inestable con depósitos laháricos y no consolidados seria la causa principal.
Construir la variante número 7 en el mismo sector es irresponsable. Constituye
un acto de negligencia y falta de decisión política. Después de la primera ruptura
se debió haber estructurado un equipo de investigación para que realice un
análisis de riesgos de todas las instalaciones y mediante un Estudio geotécnico
determinar la mejor alternativa de la variante definitiva.
Bibliografía:
Plan de Creación de Oportunidades
2021-2025 https://www.planificacion.gob.ec/wp-content/uploads/2021/09/Plan-de-Creacio%CC%81n-de-Oportunidades-2021-2025-Aprobado.pdf
Plan
Nacional de Desarrollo 2021-2025 - Agenda 2030
Plan
Estratégico Institucional del Ministerio de Energía y Recursos No renovables
M-F-G.01-DPI-01-PlanEstrategicoInstitucional-2021-2025-Final-signed.pdf
(recursosyenergia.gob.ec)
Sentencia
dela causa No. 28-19-IN/22
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