Evolución e impacto en el rendimiento petrolero del Bloque 43-ITT

La extracción de crudo en el Bloque 43-ITT, ubicado en el Parque Nacional Yasuní, comenzó en julio de 2016. Desde entonces, la producción total de este bloque ha alcanzado 125,5 millones de barriles, sumando las contribuciones de los tres campos (Ishpingo, Tambococha y Tiputini) (Figura 1). Durante el año 2022, la producción del bloque alcanzó los 18,5 millones de barriles, equivalente a un promedio diario de 50,6 mil barriles, lo que representó el 13,5% de la producción total de EP Petroecuador.

Figura 1. Producción mensual Bloque 43 ITT
En miles de barriles, julio 2016 – mayo 2023

Nota: Tiputini inició sus actividades en julio de 2016, Tambococha en marzo de 2018 e Ishpingo en abril de 2022
Fuente: Agencia de Regulación y Control de Energía y Recursos Naturales no Renovables

Es esencial tener en cuenta que la densidad del petróleo extraído del ITT, medida en grados API, se sitúa en torno a los 14 grados. Esta variedad de crudo se mezcla con productos previos provenientes de otros campos y se comercializa como el crudo pesado Napo, caracterizado por una densidad cercana a los 17 grados. Este hecho resulta en una fluctuación en el precio del crudo Napo, que varió desde los USD 31,7 hasta los USD 82,7 (en promedio USD 51,3) entre 2016 y 2022. A lo largo de este período, el diferencial entre esta canasta de crudo y el precio del crudo marcador West Texas Intermediate (WTI, por sus siglas en inglés) se mantuvo en USD 8,4 (Tabla 1).

Los ingresos brutos totales derivan del número total de barriles extraídos y el precio final de venta, calculado al restar el diferencial al precio WTI. Estos ingresos abarcan los costos de transporte y comercialización por barril, así como las deducciones conforme a la Ley Amazónica[1] y la Ley 40[2]. Adicionalmente, se resta el CAPEX (capital expenditure) y OPEX (operational expenditure) para finalmente obtener el rendimiento del activo del Bloque 43-ITT.

Los ingresos generados por la explotación petrolera del Bloque 43-ITT durante el período comprendido entre 2016 y 2022 alcanzaron un total de USD 6.733 millones, con un rendimiento de USD 4.123 millones. En el año 2022, los rendimientos derivados de la producción de este campo ascendieron a casi USD 1.108 millones, equivalente al 1,0% del Producto Interno Bruto (PIB), con una producción total de 18,5 millones de barriles.

Tabla 1. Producción, precios, ingresos, costos y rendimientos del Bloque 43-ITT
En miles de barriles, USD/barril y millones de USD, 2016-2022

Nota: (1) Este rubro incluye la deducción de los valores correspondientes a la Ley 40 y la Ley Amazónica.
(2) CAPEX hace referencia a los gastos de capital e inversión y OPEX se refiere a los gastos operativos
Fuente: EP Petroecuador

Para el año 2023, se espera un rendimiento petrolero anual de USD 668 millones el cual alcanzaría su valor máximo de USD 1.331,1 millones en el año 2030. Posteriormente, se proyecta un declive gradual hasta el año 2043[3] (Figura 2). En tal razón, la decisión de no explotar el campo conllevaría a una pérdida significativa en la producción petrolera del Bloque 43-ITT durante el período 2023 -2043, estimada en un total de 281,8 millones de barriles. Esto resultaría en una reducción sustancial de los ingresos brutos de USD 17.634,5 millones, basada en un precio promedio de USD 62,6 por barril, de acuerdo con las cifras proporcionadas por EP Petroecuador[4]. Esta situación tendría un impacto en el crecimiento económico de manera permanente.

Figura 2. Rendimientos esperados derivados de la producción de petróleo del campo ITT

En millones de USD, 2023-2043
Fuente: EP Petroecuador

Adicionalmente, considerando los montos proyectados de inversiones y costos (CAPEX y OPEX), las deducciones relacionadas y las implicaciones de la Ley Amazónica y la Ley 40, el rendimiento del Bloque 43-ITT dejaría de aportar recursos por un total de USD 12.039,0 millones. A esto se suma un costo estimado de alrededor de USD 2.670 millones asociados al abandono del campo, compensaciones sociales y pérdidas relacionadas con inversiones hasta el año 2023, lo que resultaría en un costo de oportunidad de USD 14.709,0 millones para el período 2023-2043 (Figura 3).

Figura 3. Costo de oportunidad estimado por el abandono del Bloque 43-ITT

En millones de USD – 2023-2043

Fuente: EP Petroecuador

[1] La Ley Amazónica distribuye recursos de la explotación petrolera a los Gobiernos Autónomos Descentralizados a través de dos instrumentos económicos: Fondo Desarrollo Sostenible y Fondo Común. El primero “se financiará con una asignación equivalente al cuatro por ciento (4%) del precio de venta por cada barril de petróleo que se extraiga en la Circunscripción Territorial Especial Amazónica y que se comercialice en los mercados interno y externo. En ningún caso la asignación a la que se refiere la presente disposición, será inferior a dos dólares de los Estados Unidos de América (USD 2,00), por cada barril de petróleo”, como se detalla en el Art. 60.

[2] La Ley No. 40 publicada en el Registro Oficial Suplemento 248 del 7 de Julio de 1989, en el Art. 1 “Crea el gravamen de cinco centavos de dólar por cada barril de petróleo crudo que se transporte por el oleoducto Transecuatoriano, adicional a la tarifa de transporte”.

[3] Las cifras reportadas por EP Petroecuador corresponden a un escenario moderado, por lo que las rentas petroleras podrían ser mayores.

[4] Este escenario se basa en los precios del WTI de mercado futuros de la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA, por sus siglas en inglés).