el petroleo en el ecuador

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1 (Versión 2010) EL PETROLEO EN ECUADOR PRESENTACIÓN La construcción de un nuevo país se fundamenta en la educación y formación de las nuevas generaciones. El siglo XXI, es el siglo del conocimiento donde el éxito radica en la cantidad de información que se posea y se pueda procesar, de ahí que es fundamental que los ecuatorianos conozcan a profundidad y de primera mano, qué es el recurso petrolero, cuál es su importancia en la economía mundial y en la del país, qué significado tiene y tendrá para la humanidad durante este siglo, mientras exista el recurso, entre otras inquietudes. Son numerosas las interrogantes que se deben despejar a fin de entender porqué, por el dominio de este recurso natural no renovable, hay tantos intereses cruzados que llevan a guerras, caídas de gobiernos y negocios que involucran pequeños pero poderosos grupos, que traspasan las fronteras y disponen reglas y jugadas a su propia conveniencia. Por otro lado, es importante motivar a los estudiantes a involucrarse en el aspecto científico de los recursos naturales, a fin de que puedan desarrollarse competitivamente en un abrumador mercado. Así, los/las jóvenes podrán caminar hacia profesionales solventes en la ciencia y complementariamente desarrollar un sistema solidario de valores. El conocimiento del espacio territorial y sus recursos naturales, usos, problemas y beneficios complementa un marco adecuado para una formación integral, en este sentido la Empresa Pública Petroecuador quiere con esta obra, que sin ser profundamente científica, ni totalmente completa, que los maestros y estudiantes tengan una visión del petróleo y la importancia histórica que ha tenido para el Ecuador. El libro “El Petróleo en el Ecuador”, es una síntesis de hechos y descripciones destinada a facilitar la comprensión a maestros y alumnos/as de las diferentes etapas históricas y técnicas del petróleo. Dado que los/as docentes son los gestores del cambio, por lo tanto deben tener en sus manos la información apropiada del este recurso natural no renovable. La explotación del petróleo tiene controversias relacionadas con hechos, visiones, utilidad, desarrollo, también su relación a procesos de paz o de

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(Versión 2010)

EL PETROLEO EN ECUADOR

PRESENTACIÓN

La construcción de un nuevo país se fundamenta en la educación y formaciónde las nuevas generaciones. El siglo XXI, es el siglo del conocimiento donde eléxito radica en la cantidad de información que se posea y se pueda procesar,de ahí que es fundamental que los ecuatorianos conozcan a profundidad y deprimera mano, qué es el recurso petrolero, cuál es su importancia en laeconomía mundial y en la del país, qué significado tiene y tendrá para lahumanidad durante este siglo, mientras exista el recurso, entre otrasinquietudes.

Son numerosas las interrogantes que se deben despejar a fin de entenderporqué, por el dominio de este recurso natural no renovable, hay tantosintereses cruzados que llevan a guerras, caídas de gobiernos y negocios queinvolucran pequeños pero poderosos grupos, que traspasan las fronteras ydisponen reglas y jugadas a su propia conveniencia.

Por otro lado, es importante motivar a los estudiantes a involucrarse en elaspecto científ ico de los recursos naturales, a fin de que puedan desarrollarsecompetitivamente en un abrumador mercado. Así, los/las jóvenes podráncaminar hacia profesionales solventes en la ciencia y complementariamentedesarrollar un sistema solidario de valores.

El conocimiento del espacio territorial y sus recursos naturales, usos,problemas y beneficios complementa un marco adecuado para una formaciónintegral, en este sentido la Empresa Pública Petroecuador quiere con estaobra, que sin ser profundamente científica, ni totalmente completa, que losmaestros y estudiantes tengan una visión del petróleo y la importancia históricaque ha tenido para el Ecuador.

El libro “El Petróleo en el Ecuador”, es una síntesis de hechos y descripcionesdestinada a facilitar la comprensión a maestros y alumnos/as de las diferentesetapas históricas y técnicas del petróleo. Dado que los/as docentes son losgestores del cambio, por lo tanto deben tener en sus manos la informaciónapropiada del este recurso natural no renovable.

La explotación del petróleo tiene controversias relacionadas con hechos,visiones, utilidad, desarrollo, también su relación a procesos de paz o de

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guerra, de sostenimiento de la sociedad y equilibrio ambiental. La pregunta es¿hasta cuándo la gigantesca población del planeta, podrá mantener su ritmo devida en tanto no exista una energía diferente que reemplace a loshidrocarburos?

El petróleo es el mayor bien económico de que dispone actualmente el país yseguirá siendo gran parte de su sustento por lo menos por un cuarto de siglomás. Lo certifican las reservas petroleras del campo ITT, los proyectos Oglan,Pungarayacu, Pañacocha y al menos 13 prospectos en el sur Oriente, ademásde potenciales cuencas en el Litoral: en tierra y en el mar. La riqueza petroleraserá mucho más beneficiosa para los ecuatorianos si se asume una política decompromiso para transparentar todos los negocios y actuar con oportunidad enel tiempo.

CAPITULO 1

SIGNIFICADO EN LA HISTORIA Y EN LA ECONOMÍA MUNDIAL

Los siglos XIX y XX, fueron testigos de los cambios más acelerados que vivióla Humanidad, secuencia que empata con la nueva revolución tecnológica delsiglo XXI, de las redes mundiales de comunicación, el desarrollo de labiotecnología, la nanotecnología y otras ciencias, por tanto de las nuevasrelaciones sociales.

Dentro de esos procesos, el petróleo y sus aplicaciones resultan ser todavía elelemento más importante para la economía y la vida del hombre. En unacivilización movilizada por este tipo de energía, aparece el dilema de ser,también, una fuente de contaminación ambiental. Desarrollar nuevastecnologías de reemplazo le llevará a la humanidad por lo menos tres décadas,tiempo en el cual las reservas mundiales de hidrocarburos estarán por concluir.

Este gran descubrimiento energético produjo la aparición de poderosos gruposeconómicos, que han regido en gran medida el acontecer de la historiamoderna. La sociedad de los siglos XX y XXI se basa por tanto, en numerososconflictos políticos y guerras en los que está de por medio el petróleo.

Puntualizamos, ligeramente, hechos que marcan el impacto del petróleo en lapolítica mundial. En 1937 se produce la nacionalización del petróleo en México,como resultado de grandes huelgas de los trabajadores petroleros que, malpagados, explotados y en condiciones deplorables, por la Standard Oil,presionan al Presidente Lázaro Cárdenas a tomar la decisión.

En la Venezuela de los años 50, el ingeniero Juan Pablo Pérez Alfonso,Ministro de Energía del Presidente Rómulo Betancourt, logra que las petrolerasextranjeras entreguen el 50 % de las utilidades al Estado venezolano, querecibía regalías irrisorias.

En Irán en 1951, se produce una rebelión contra la monarquía encabezada porun general Reza. Esto lleva a que el médico Mohamed Mozadek como PrimerMinistro dicte la Ley de Nacionalización de la Anglo Iranian, el 26 de abril de

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1951 y funda la National Iraniam Petroleum. El reclamo va a la Corte de LaHaya por parte de los ingleses. Los rusos apoyan a Irán. Mozadek no acepta adelegados de USA. Se produce un boicot al petróleo de Irán.

Luego, en 1953, el poder en Irán estaba dividido en dos personas: el ShaMohamed Reza Pahalevi y el primer ministro Mohamed Mosadek. Mientras queel Sha contaba con el apoyo de los Estados Unidos y Gran Bretaña, Mosadekadhería a las fuerzas nacionalistas y progresistas, que cada vez ganaban máspoder en el Parlamento y querían la nacionalización de la explotación petrolera,controlada hasta entonces por empresas transnacionales como la Irán Oil decapitales británicos.

El miedo a perder el negocio millonario del petróleo en Irán, hizo que GranBretaña y EE.UU. propiciaran un bloqueo económico en ese país. Pocos díasdespués, un golpe de estado realizado por la CIA, sacó del poder a Mosadek ylo confinó en la cárcel hasta su muerte, 14 años después.(www.redactores.zoomblog.com)

En 1953 Gamal Abdel Nasser en Egipto intenta una lucha contra los interesespetroleros y cierra el canal de Suez. En 1956 nacionaliza el canal de Suez y seproduce racionamiento de combustibles en Europa. Nasser ataca a Israel ypierde el control sobre la orilla del canal. La guerra duró seis días; Nasserrenuncia y le sucede Anwar el Sadat, quien en 1974 hace la guerra del YonKipur contra Israel. Cambia diametralmente la política exterior. Nasser fue muyestimado por su pueblo, fue el primer presidente egipcio desde los faraones.Murió en 1970.

Libia, Argelia y Egipto nacionalizan el petróleo en 1960. Francia, en 1964,pierde sus refinerías en la región, por las acciones de los países árabes.

Las compañías British Petroleum y ESSO dominan el área de Oriente Medio yejercen presión, también está presente la francesa ELF, que originalmente eraestatal. Su propósito era mantenerse independiente.

En Italia el ingeniero Enrico Mattei funda la petrolera estatal Ente NazionaliIdrocarburi, ENI, nacionaliza el petróleo, crea un movimiento en Europa y dictauna ley para evitar la caída del petróleo en manos extranjeras. Negoció con lospaíses del norte de África y compró petróleo a Rusia, esto molesta a losintereses dominantes de Occidente. (Murió en un accidente aéreo, encircunstancias oscuras)

Estos pocos hechos mencionados, de entre otros muchos, explican numerosaspáginas de la historia reciente. Gobiernos que suben y bajan, el continuo riesgoen el Medio Oriente, golpes de estado, etc., que no hacen sino mostrar losescenarios en los que se ha movido la industria y revelan la fuerza deconcentración de poder que tienen esos sistemas de producción petrolera, quecontrolan y deciden muchas relaciones y acontecimientos en el mundo.

Sólo hasta la aparición de la OPEP, en 1960, los países productorescomenzaron a tener una capacidad de relativo balance, para obtener precios

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justos por el petróleo. Ecuador fue miembro de la Organización desde 1973hasta 1992, para nuevamente regresar como miembro en noviembre del 2007.

Es importante conocer que el petróleo, por estos antecedentes fue y siguesiendo un elemento clave en la economía de las sociedades, es decir“estratégico”. Los acontecimientos del pasado y los actuales en el MedioOriente, están íntimamente ligados a este recurso, y con la mezcla defanatismo religioso y creencias ideológicas radicales han puesto al planeta enun nivel de riesgo mayor.

Siendo los siglos XX y lo que va del XXI, un lapso dominado por la energíahidrocarburífera, es oportuna la vigencia de la OPEP como estrategiageopolítica, que en los días actuales ha cobrado un nuevo vigor, para mantenerun precio justo, en el mercado internacional del petróleo. El barril de petróleoha alcanzado y sobrepasado los 100 dólares, sin embargo por la devaluacióndel dólar, moneda utilizada para estas transacciones, este valor no es tanespectacular.

El gran consumo de China e India son, en parte, los aceleradores de esteconstante incremento, a la vez que las inversiones se han incrementado enforma gigantesca en el mundo, alentadas por el alto precio. Actualmente sebusca el hidrocarburo en todo lado, pese a las difíciles condiciones políticas enunas partes o las dificultades tecnológicas en otras, sin embargo habrá unlímite, como ya lo predijo el geólogo norteamericano Herbert Hoover.

Es tarea de todo gobernante sabio y honesto invertir en el incremento dereservas y la producción petrolera del Estado. A pesar de lo que algunosintencionados analistas pretenden decir, el petróleo es un excelente negocio,que recupera la inversión en plazos muy cortos y da altas ganancias. Bastaseñalar que la revista especializada América Economía, en su análisis a nivellatinoamericano ubica a Petroecuador como una de las empresas másrentables del continente.

La visión equivocada sobre la empresa estatal es producto de una sistemáticacampaña de aquellas fuerzas ocultas, que apoyadas con algunos medios decomunicación, fomentaron en el imaginario colectivo. El significado que tienepara el país y para la economía ecuatoriana la existencia de la empresapetrolera nacional es históricamente fundamental, de no ser así el país aunestaría en la época agraria. La EP Petroecuador es una gran empresa, al igualque lo son PDVSA para Venezuela; ECOPETROL a Colombia; PEMEX enMéxico; PETROBRAS a Brasil y ENAP para Chile.

Si la economía crece como resultado del esfuerzo petrolero estatal y se loaprovecha para impulsar los otros sectores productivos, se estará sembrandotransformaciones con futuro y beneficio para el país. Si el Estado y losgobiernos de turno, actúan con honestidad y justicia, se lograrán metas noimaginadas para el futuro y así el petróleo seguirá siendo la base firme paravarias décadas y el resorte del desarrollo.

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Del petróleo producido, en la costa ecuatoriana, en los campos de la actualprovincia de Santa Elena, durante la primera parte del siglo pasado, no se sabequé pasó, en cuanto a su aporte financiero así como el volumen extraído, quizáfavoreció algo a los pobladores pero nada más.

Del segundo periodo (desde 1972 petróleo amazónico) quedan obrasrealizadas y el crecimiento y modernización del país: construcción y desarrollode campos, oleoductos, refinerías, sistemas de almacenamiento y distribuciónnacional de combustibles, pero también el país se benefició con nuevascarreteras, hospitales, la presa de Paute y otras, la electrificación rural, etc. ymuchos dólares que, lamentablemente, se perdieron por falta de orientación ose desperdiciaron en contratos banales o estudios técnicos que nunca seaplicaron.

El factor desconocimiento, la corrupción, los intereses, y la actitud poco críticade la mayoría de los ecuatorianos no permitieron el aprovechamiento total delrecurso, que presenta un aporte superior a los 70 mil millones de dólares deutilidades, en los 35 años de trabajo, es decir cuatro veces el valor de ladeuda externa actual, deuda que fue incentivada por prestamistas externos,conectados con “facilitadores” internos, pese a la abundancia de recursos enlos primeros años petroleros, donde se gastó buena parte de ellos en asuntosajenos al desarrollo.

El país tiene ahora su segunda oportunidad, para crecer y volverse competitivoen sus otros sectores, para generar bienestar para los ecuatorianos y evitar suéxodo hacia lejanos destinos, con el enorme costo social que esto implica. Laindustria a más de generar riqueza, pone valor agregado al crudo, y multiplicael empleo. Perder la industria sería perder muchos recursos.

Los maestros y estudiantes ecuatorianos deben tomar conciencia de estarealidad y conociendo su industria petrolera, defenderla de los permanentesintereses por destruirla. Los resultados de los últimos años, si bien presentanun descenso de la producción, ahora están estabilizados y en camino derecuperación. La responsabilidad social y política de los gobiernos queprodujeron la sistemática falta de inversión en el sector estatal, obliga apensar que lo provocado por los ministros de economía tiene una relación aintereses extraños.

Luego de varios años de caída de la producción se la pudo amortiguarponiendo en marcha importantes proyectos, que por casi una décadapermanecieron “congelados” y cuyo impacto económico es muy importantepara el país.

Durante el año 2010 Petroecuador entregó al presupuesto del Estado 3.189millones de dólares, mostrando un crecimiento del 37 % con relación a lologrado en el año 2005. Por lo tanto el aporte petrolero a los ingresos estatalessignificó un 45 % del total. Su peso en la generación del Producto Bruto Internofue del 13 %, cifra superior a los cinco años anteriores, y del volumen de lasexportaciones totales del país significó el 59 %. (Actualizar datos a 2010)

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Estas cifras muestran de forma contundente que esta industria nacional ha sidola tabla de salvación de los ecuatorianos. Se considera que si los negociospetroleros se manejan con transparencia, eficiencia y cuidado del ambiente, elpaís tendrá asegurado el futuro, a fin de que sobre esta base se puedandesarrollar adecuadamente los demás sectores productivos.

Después de varios años de espera para la ampliación de la capacidad detransporte de petróleo y numerosas controversias, se construyó el Oleoductode Crudos Pesados, OCP, que es de propiedad privada, para el servicio de lasempresas privadas. Esto benefició a Petroecuador, porque el Oleoducto de supropiedad, el SOTE, pudo mejorar la calidad y transportar crudo liviano,mejorando los resultados de venta y en algo los procesos industriales, quevenían afectando a las refinerías, en especial a la de Esmeraldas.

HISTORIA DEL PETRÓLEO EN ECUADOR

Primeros indicios:En Ecuador se explota petróleo en dos zonas: en la Península de Santa Elenay en la Amazonía.

La historiadora Jenny Estrada, en su libro “Ancón”, señala que el petróleo de lapenínsula de Santa Elena se conocía desde antes de la llegada de losespañoles a estas costas. Los nativos lo llamaban copey o copé, luego seexplotó primitivamente esos yacimientos y la producción se exportaba al Perú,para la fabricación de brea.

El padre Juan de Velasco en su “Historia del Reino de Quito” da cuenta que enlos pueblos de Chanduy y Chongón (hoy provincia de Santa Elena) existíandiversos manantiales perennes naturales de alquitrán y brea, que se utilizabanpara calafatear los barcos.1

Recién a mediados del siglo XIX se conocen datos ciertos sobre la existenciadel petróleo en nuestro país. El geógrafo ecuatoriano, Manuel Villavicencio, ensu libro (1858) “Geografía sobre el Ecuador” relata que encontró presencia deasfalto y alquitrán en el río Hollín, y en los manantiales salitrosos de lacordillera del Cutucú, provincia de...

Este relato coincide con otros hechos que se dan en el ámbito mundial: en1859 brota petróleo en Pennsylvania, Estados Unidos; y en 1882, Rockefellerfunda la empresa Stándar Oil. Coincidentemente para esos años aparecen losprimeros motores a gasolina o motor a combustión.

EL HALLAZGO DE PETROLEO EN CANTIDADES COMERCIALES

La Península de Santa Elena, hoy provincia del mismo nombre, es el lugardonde se desarrollaron las primeras actividades hidrocarburíferas en el país,que datan de comienzos del siglo XX, con la perforación del pozo exploratorio

1 Gordillo, Ramiro, ¿El Oro del Diablo? Ecuador: historia del petróleo. Pág. 15,CorporaciónEditora Nacional, 2003,Quito )

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Ancòn 1 a cargo de la compañía inglesa Anglo Ecuadorian Oil Fields, en el año1911, el cual arrojó un crudo de 32º AP2.

Para 1919, la Anglo perforó el pozo Ancòn 4 tuvo un pico de producción detres mil barriles diarios de crudo 32º API. En 1925 se tiene registrada unaproducción anual de 130.365 barriles. En 1940 construyó la refinería LaLibertad (que todavía funciona) con dos plantas de destilación primaria paraprocesar mil barriles por día de crudo. 3

Estas actividades estuvieron caracterizadas por privilegios y concesiones avarias compañías extranjeras sin beneficio para el Estado ecuatoriano.

Actualmente en esta zona se extrae crudo de 32 grados, considerado comouno de los mejores por su mayor facilidad para la refinación, aunque en muypequeña cantidad.

Desde1927, se produjo un incremento sustancial de la producción petrolera dela compañía Anglo en esa región, de 3000 barriles diarios de promedio anual,continuó incrementándose consistentemente hasta 1955 cuando alcanzó sumáximo nivel con cerca de 10 000 barriles por día de promedio anual4.

La historia petrolera del Litoral ecuatoriano se resume así:

En 1878, se otorga la primera concesión, a favor del ciudadano colombiano M.G.Mier, para que pueda extraer de los terrenos comprendidos en la jurisdicción de laparroquia Santa Elena toda especie de sustancias bituminosas que en ellos seencuentren, tales como petróleo, brea y kerosene.

En 1885 el italiano Salvador Viggiani consolida los derechos de variasconcesionarios de esos suelos.

En 1886, el Congreso de la República expide el Primer Código de Minería delEcuador, que declara la propiedad estatal sobre minas, pero que reconoce eldominio particular sobre la superficie del terreno que las cubra.

En 1890, El Congreso reforma el Código de Minería e introduce una enmienda quepermite el arrendamiento de las minas hasta por 50 años, disposición que fuederogada por el Congreso de 1901.

En 1902, se concede a Salvatore Viggiani derechos sobre los yacimientosCarolina, Las Conchas y Santa Paula, en una extensión de 1.200 hectáreas. Estosyacimientos se otorgaron más tarde al Dr. Francisco Illescas, quien traspasó eldominio a la empresa Carolina Oil Company. (La concesión caducó en 1972 ydesde 1973 los campos revirtieron al Estado, a través de CEPE, que recién en1976 asumió su explotación).

2 Informe Estadístico 1972-2006, Gerencia de Economía y Finanzas, Planificación Corporativa dePetroecuador, Informe Estadístico 1972-2006, página 32, Quito-Ecuador3 Guerra Vivero, Edmundo, Las Relaciones Sociales, Ambientales y Culturales en la Región Amazónica:las empresas petroleras, las etnias y el Estado, trabajo de investigación, 2003. Quito4 Gordillo Ramiro, ¿El Oro del Diablo? Ecuador: historia del petróleo, Corporación Editora Nacional,pagina 35, 2003, Quito-Ecuador.

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En 1909, se firmó el contrato para la exploración y explotación de minas yyacimientos de petróleo, asfalto y gas natural, a favor de Carlton Granville Dunne.

En 1909, la firma Medina Pérez obtiene derechos para explorar y explotar petróleode 23 yacimientos repartidos en una superficie de 8.900 hectáreas. Para ello fundala empresa Concepción Ecuador Oil Limited.

En 1911, llegaron al Ecuador los primeros equipos manuales de perforación apercusión, importados desde Inglaterra por el geólogo francés Carlos Van Isschot.

En 1911, se perforó el primer pozo petrolero en la Península de Santa Elena,denominado Ancón 1, con resultados positivos. Desde esa fecha se inició laexplotación de petróleo en el Ecuador.

En ese mismo año, el Presidente Leonid as Plaza Gutiérrez promulgó el Código deMinería reformado, que declara de propiedad estatal al petróleo y demássustancias sólidas.

En 1916, se formó, en Guayaquil, la compañía Mine Williamson y Co., paraexplotar el petróleo de la Península de Santa Elena (hoy provincia del mismonombre).

En 1919, se funda, en Londres, la Anglo Ecuadorian Oilfields Limited para exploraryacimientos en la Península de Santa Elena. La empresa se instaló en Guayaquil,en 1923, y obtuvo -por traspaso- los derechos de la empresa Mine Williamson.

En 1921, el Presidente José Luis Tamayo expidió la Primera Ley sobreyacimientos o depósitos de hidrocarburos, inspirado por un abogado extranjeroque entonces estaba de paso por el país.

En 1929, la empresa Petrópolis Oil Company obtuvo una concesión de 1.200hectáreas en la Península de Santa Elena. Sus estructuras resultan positivas yacrecientan el interés por otras áreas de la región.

En ese mismo año, la sociedad conformada por Ecuadorian Oilfields Limited yJuan Xavier Marcos obtuvo concesiones en esta zona.

En 1933, se crea la Dirección General de Minas y Petróleos , adscrita alMinisterio de Obras Públicas, y se nombra a su primer director, justamente a quienfuera gerente vitalicio de la Anglo, Enrique Coloma Silva.

En 1937, durante la dictadura de Federico Páez se promulgó una nueva Ley dePetróleos que facilitaba la apertura ilimitada del país a compañías extranjeras.

En 1938, el Jefe Supremo de la República, General Alberto Enríquez Gallo, expidióel Decreto No 45, que introdujo modificaciones al contrato e incrementó lasregalías a la compañía Anglo, en beneficio del país.

En 1941, la Compañía Petrolera Comercial de la Costa, Ecuapetrol, logró unaconcesión que posteriormente la traspasó a Manabí Exploration Company, la cualemprendió la búsqueda de petróleo en la provincia de Esmeraldas, en la fronteracon Colombia. Esta empresa se adjudicó tierras en Daule, cerca de Guayaquil, queluego las traspasó, en 1950, a la compañía Tennesee. Meses más tard e, se creó

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La Cautivo- Empresa Petrolera Ecuatoriana, que ocupó el segundo lugar enimportancia en la Península, después de la Anglo.

En 1954, la California Oil Company, subsidiaria de la Standard Oil Company,obtuvo en concesión áreas para explotar en las costas del Golfo de Guayaquil, enla cuenca de Manta y en la Provincia de Esmeraldas, en Borbón. Los resultadosson negativos y las concesiones devueltas.

En 1957, se entregó en concesión a la empresa de Alberto Puig Arosemena 2.460hectáreas.

En 1964, la Junta Militar de Gobierno otorgó al Consorcio Texaco-Gulf, por el lapsode 40 años, prorrogables por 10 más, una concesión de un millón 431 mil 450hectáreas, en la región amazónica.

En 1965, la Anglo Ecuadorian Oilfields Limited amplió sus concesiones en el Litoralal recibir una adjudicación de 491 mil hectáreas para la explotación. Los resultadosde la búsqueda son negativos y por ello devolvió las áreas adjudicadas.

En 1967, la Compañía Anglo proclama que los yacimientos de la Península deSanta Elena están casi agotados, por lo que su operación no es rentable, por ello,determinó que desde esa fecha se dedicará a la re finación, mediante laimportación de mezclas de crudos y al monopolio en la distribución de gasolinas de64 y 80 octanos.

En todo su período de explotación, la producción de la Península de Santa Elenasirvió únicamente para atender el abastecimiento interno. Los saldos exportablesfueron muy bajos.

Entre 1928 y 1957, el país exportó 42 millones de barriles. Eso significóque en casi tres décadas se vendió en el exterior un volumen similar alas exportaciones de los primeros ocho meses de 1972, cuando seinició el nuevo período petrolero en el Ecuador.

Primer pozo petrolero perforado en Ancón, provincia de Santa Elena.

EN LA AMAZONÍA

Para bien o para mal, la explotación y luego refinación del petróleo encontrado en laactual provincia de Santa Elena, hizo posible autoabastecer de combustibles al

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mercado interno, sin embargo el crecimiento de la población ecuatoriana y por ende elconsumo de derivados hicieron que esa producción de crudo, que hasta 1955 seubicó en 10 000 barriles diarios de promedio anual, resultara insuficiente para cubrir lademanda nacional.

Esto movió a que los diferentes gobiernos ecuatorianos, a partir de la vigencia de laLey de Petróleo de 1937, iniciaran una intensa búsqueda de hidrocarburos en el país,con lo cual se abrió una época de concesiones y arrendamientos indiscriminados acompañías privadas y a personas naturales.

Sin embargo, ya en 1921 había antecedentes de incursión en la región oriental paraexploración de hidrocarburos, pues la compañía Leonard Exploration Company recibióen concesión más de dos millones de hectáreas para prospección petrolera en laregión amazónica.

En la década de 1940 la compañía Shell exploró en la cuenca oriental ecuatoriana yperforó varios pozos exploratorios: Macuma 1, Cangaime 1, Orlan 1 y Tiputini 15 .

El crudo de la Amazonía ecuatoriana que actualmente se exporta tiene 26 grados APIen promedio, se lo denomina “Oriente”, que inicialmente era de 29 grados, es decirliviano, pero se fue agotando. El país también exporta crudo pesado de 19 grados API,conocido como “Napo”.

Los últimos descubrimientos realizados por Petroproducción señalan un enormepotencial de reservas, sin embargo es necesario perforar y explorar más. Exploraciónrealizada por satélite y contrastada con referencias de geología en tierra confirman almenos 13 prospectos en el sur Oriente.

Los yacimientos por explotar en la Amazonía incluidos los del centro y sur Oriente sonreservas de crudos pesados, es decir, de entre 15 y 20 grados API.

Pozo Lago Agrio 1, el primero perforado en la Amazonía ecuatoriana

RESUMEN DE LA ACTIVIDAD PETROLERA EN EL ORIENTE.

La primera concesión que se realizó en esta región, a una compañía extranjeradata de 1921, cuando la Leonard Exploration Co., de Nueva York,EE.UU., obtuvodel gobierno ecuatoriano la concesión de un área de 25 mil kilómetros cuadradospor más de 50 años, para estudiarla, explorar y explotar. La concesión se

5 Informe Estadístico 1972- 2006, Gerencia de Economía y Finanzas, Planificación Corporativa dePetroecuador, página 32, Quito -Ecuador

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canceló 16 años más tarde porque se negó a pagar al Estado una deuda de126 mil sucres.

En 1938, se concedieron 10 millones de hectáreas al grupo Royal Dutch Shell, aun precio de cuatro centavos de sucre por hectárea, a través de una compañíafantasma: la Anglo Saxon Petroleum Co., que en poco tiempo transfirió susacciones a la Shell, con el aporte de abogados y políticos nacionales.

En 1948, la empresa Shell devolvió al Estado parte de la concesión, argumentandoque no existe petróleo en la zona. Esta aseveración determina que, en 1952, elentonces Presidente, Galo Plaza, luego de una visita a la región amazónica,exprese la famosa frase: “El Oriente es un mito, el destino ha querido que noseamos un país petrolero, sino agrícola”.

En 1948, se decretó una nueva concesión de cuatro millones de hectáreas, a 10centavos de sucre por hectárea, a favor del Consorcio Estándar Royal (EssoShell).

En la década de 1960, el Ecuador es víctima de una triste historia, cuando seotorga una concesión de cuatro millones 350 mil hectáreas, a favor de Minas yPetróleos del Ecuador, su presidente es un ciudadano austriaco: Howard StevenStrouth, quien manda a acuñar una medalla de plata en la que consta su efigie y laleyenda en el reverso que dice: “descubridor de petróleo en el Oriente” y, en elanverso, un mapa de la concesión.

Posteriormente, traspasó la concesión Coca Consorcio Texaco Gulf en una sumamillonaria, sin conocimiento ni autorización del gobierno nacional; por la cual habíapagado al Estado ecuatoriano S/. 0.022 por hectárea. En este contrato, enparticular, se reservaba una actividad a Ecuador: el cobro de regalías a losderivados que se obtenían con el petróleo.

Howard Steven Strouth, vende las acciones de Minas y Petróleos a ochocompañías internacionales y, él mismo, conforma una serie de empresasfantasmas a las que sucesivamente traspasa acciones. Finalmente, negocia el 75por ciento de acciones con las compañías Norsul y Fénix de Canadá.

Por toda esta serie de irregularidades, años más tarde, se decretó el impuesto del86% al traspaso ilegal de concesiones realizadas en el pasado y se dispone que elconsorcio Texaco-Gulf se constituya en Agente de Retención de ese impuesto. Suproducto se destina a la capitalización del Banco Nacional de Fomento.

El contrato con Minas y Petróleos caducó porque esta em presa se niega a cumplircon la Ley de Hidrocarburos y a firmar un nuevo documento. A CEPE le reviertentodas sus áreas e instalaciones existentes.

El Estado ecuatoriano licitó estas áreas, pero solo dos empresas presentanofertas: Kopex de Polonia y YPF de Argentina. La razón: la compañía Minas yPetróleos boicoteó a las empresas interesadas en participar, amenazándolas condemandas si firmaban contratos con el país.

En 1964, la Junta Militar de Gobierno otorgó, por el lapso de 40 años, prorrogablespor 10 años más, una concesión de 1.4 millones de hectáreas al consorcio Texaco- Gulf, pero el área disminuye debido a que en 1965, mediante decreto se

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establece, que el límite de las áreas para exploración será de 500 mil hectáreas yde 250 mil hectáreas, para explotación.

El 29 de marzo de 1967 brotaron 2.610 barriles diarios de petróleo del pozo LagoAgrio No 1, a una profundidad de 10.171 pies de la concesión Texaco Gulf. Exitosoencuentro que dio inicio a una nueva etapa petrolera en el Ecuador.

En 1968, aumentó el proceso para la explotación de áreas hidrocarburíferas.Solamente en los meses de julio y agosto se otorgaron concesiones a sieteempresas por cerca de cuatro millones de hectáreas.

En 1970, la compañía William Brothers inició la construcción del sistem a deOleoducto Transecuatoriano para transportar el crudo desde el Oriente hastaBalao

En 1971, el presidente Velasco Ibarra promulgó dos leyes importantes: la Ley deHidrocarburos y la Ley Constitutiva de la Corporación Estatal PetroleraEcuatoriana, CEPE, las que entraron en vigencia en 1972.

En 1971, se revisó el contrato original de Texaco-Gulf y se obliga a la empresa adevolver al Estado ecuatoriano 930 mil hectáreas.

En 1972, en vísperas de iniciar las exportaciones de crudo Oriente, más de cuatromillones de hectáreas de la región Amazónica y del Litoral están en poder dediversas compañías extranjeras.

Desde mediados de 1972, el sector petrolero asume importancia inusitada en laestructura económica del país, porque produce cambios económicos sustancialesen el comportamiento financiero del Ecuador.

Estos hechos enunciados rápidamente muestran la historia de las inversiones“petroleras privadas” en Ecuador. Las actitudes no han cambiado en absoluto, seaprovecha de la ignorancia y/o corrupción para lograr beneficios para capitalesextranjeros, que generalmente dejan muy poco para Ecuador.

En adelante, el país concentrará su esfuerzo en explorar en la Amazonía medianteuna concesión de más de tres millones de hectáreas, obtenid a a través de unadivisión de la empresa denominada Anglo Oriente.

ANTECEDENTES DE LA CREACIÓN DE LA CORPORACIÓN ESTATALPETROLERA ECUATORIANA (CEPE)

La serie de “concesiones” y contratos que se dieron, principalmente a partir de1960, en los sucesivos gobiernos (Velasco Ibarra, Carlos Julio Arosemena,Junta Militar de Gobierno entre otros), fueron el detonante para el surgimiento,a finales de la década, de una corriente nacionalista de la administración de losrecursos naturales por parte del Estado.

En 1967 ya se dieron los primeros pasos para la creación de un ente estatalpara que dirija el manejo del petróleo. Así lo señala Ramiro Gordillo en su libro¿El Oro del Diablo?: “…los diputados Carlos Julio Arosemena y AlejandroSerrano habían presentado a la Asamblea Constituyente un proyecto dedecreto mediante el cual se pretendía crear la empresa estatal de petróleo…”

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Luego de cuatro años de maraña burocrática, férrea oposición de lascompañías petroleras privadas asentadas en la costa (Anglo principalmente) en1971, el Gobierno del Dr. José María Velasco Ibarra expidió el DecretoEjecutivo mediante el cual se creaba la Corporación Estatal PetroleraEcuatoriana, CEPE, pero que no llego a tener vida propia.

EL ESTADO ASUME LA SOBERANIA SOBRE EL PETRÒLEOCREACION DE LA CORPORACIÓN ESTATAL PETROLERAECUATORIANA (CEPE)(Insertar foto de edificio de CEPE o su logotipo)

La confirmación de la existencia de petróleo en la Amazonía y la adecuadavisión del Gobierno de ese entonces, del general Guillermo Rodríguez Lara,que siguió la tendencia mundial de manejar con mayor control, por parte delEstado, este importante y valioso recurso energético, y basado en los fracasosdel pasado, estimulados por contratos y concesiones poco claras y leoninas endesmedro del país, llevaron a la creación de una empresa petrolera nacional.

CEPE nació en 1972, bajo especiales circunstancias históricas para generarempleo y para que el Estado administre directamente sus recursos petroleros ydesarrolle la infraestructura necesaria para atender las necesidades deabastecimiento de combustibles y generar divisas para el país. En resumen,para ser la ejecutora de una política hidrocarburífera que buscaba un manejosoberano del petróleo, en beneficio del Ecuador.

Su base legal se sustentó en el Decreto Supremo nro. 522, del 23 de junio de1972, publicado en el Registro Oficial nro. 88 del 26 de junio del mismo año, enel que se dispone la creación de CEPE como una entidad de derecho público,con personería jurídica adscrita al Ministerio de Recursos naturales yEnergéticos.

La Ley de Creación fue codificada el 6 de septiembre de 1974 medianteDecreto Supremo nro. 926-A, en el cual se establece la naturaleza yactividades que CEPE debía desarrollar, así como su estructura orgánico-funcional, su patrimonio y forma de actuar.

La estructura funcional de CEPE estableció tres niveles: el Directorio, laGerencia General y las Subgerencias Técnica, de Comercialización,Administrativa-Financiera, Regional-Guayaquil, Coordinación Empresarial yPlanificación. En este ciclo, de 1971 a 1989, CEPE se convirtió en símbolonacional, cuyo esfuerzo se dirigió a dotar al país de la infraestructura necesariapara la naciente industria del petróleo.

El Directorio estaba integrado por los Ministros de Recursos Naturales, quien lopresidía, de Industrias, Comercio e Integración, el Jefe del Comando Conjuntode las Fuerzas Armadas (en representación del frente Militar), el Presidente dela Junta Nacional de Planificación (luego Consejo Nacional de Desarrollo). En

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cada caso pueden actuar delegados permanentes, con excepción del ministrode Recursos Naturales.6

El Gerente General era el representante legal de la corporación y elresponsable del desenvolvimiento técnico, financiero y administrativo de laentidad.

El art. 16 de la Ley de la Corporación determina los bienes y recursos de laentidad:- Los derechos para explorar y explotar hidrocarburos, en áreas no sujetas acontrato o sobre las que se revertieren al estado- Los derechos para transportar, refinar, comercializar e industrializar loshidrocarburos- El gas proveniente de las fuentes hidrocarburíferas- Las sustancias que se encuentran asociadas a los hidrocarburos- Los pozos e instalaciones que pasen al estado al término de un contrato- Las asignaciones presupuestarias que se le confieran- El 50% de la participación estatal sobre las tarifas de transporte dehidrocarburos por oleoductos- Las primas de entrada- Las utilidades que obtenga por su propia cuenta y beneficios de suparticipación en empresas de economía mixta- Y los bienes y derechos que adquiera a cualquier título.

La estatal petrolera abrió el camino, generó empleo, desarrollóinversiones, agregó valor al crudo, al refinarlo. Dio más recursos al país yconstruyó gran parte de la actual infraestructura petrolera.

Foto Archivo Histórico CEPE/ Petroecuador

CEPE inicia su actividad el 23 de junio de 1972, con 17 funcionarios, unpresupuesto de 29 millones de sucres y la misión de precautelar loshidrocarburos del suelo ecuatoriano para convertirlos en un recurso quealimente el desarrollo económico y social del país. Por primera vez en suhistoria, el país, pasó a manejar todas las fases de la industria petrolera:exploración, explotación, industrialización, y comercialización en ejerciciode un legítimo derecho de soberanía frente a la acción de las transnacionales.

6 Gordillo Montalvo, José ROL DE CEPE EN LA ECONOMIA ECUATORIANA, Pág. 13,CORPORACION ESTATAL PETROLERA ECUATORIANA, 1984

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Pero además, inició la preparación tecnológica en medio de la dura resistenciade los intereses locales y extranjeros.

Esto fue un esfuerzo y una reacción mundial desarrollada por los paísesproductores de petróleo que se agruparon en la OPEP, cuya organizaciónconsta en este mismo libro en otro capítulo.

CEPE ingresó a la Organización de Países Exportadores de Petróleo el 19 denoviembre de 1973, en ese entonces con reservas probadas de 1.884 millonesde barriles de petróleo. En 1974 asume parcialmente la comercializacióninterna de derivados que estaba en manos de Anglo y Gulf.

Ampliación de Refinería EsmeraldasFoto Archivo histórico CEPE/Pet roecuador

Foto Archivo histórico CEPE/Petroecuador

EL CONSORCIO CEPE-TEXACOEn 1976 y ante los incumplimientos contractuales de la empresa Gulf, el Estadoecuatoriano al disponer del dinero proveniente del mismo petróleo, decideadquirir la participación de esta empresa en el Consorcio CEPE-Texaco- Gulf,que eran del 37.5 %, con lo cual el Estado ecuatoriano a través de CEPE pasóa ser el socio mayoritario del Consorcio, con el 62.5 % de las acciones.

Esta actitud originó la decisión del gobierno de comprar las acciones de Gulf ydar por terminadas las relaciones contractuales con esa empresa. De estamanera, desde el 1 de enero de 1977, CEPE se convierte en accionistamayoritaria del consorcio, al poseer el 62,5% de activos, acciones y derechosdel mencionado consorcio.

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Sin embargo la operación de los campos petroleros del consorcio como deloleoducto Transecuatoriano continúan operados por Texaco hasta 1989.

La determinación de comprar estas acciones obedeció a otro acto de soberaníanacional. Gulf, desafiando las leyes, normas, disposiciones nacionales y alcontrato firmado en 1973, no depositó los valores correspondientes a loscargamentos de petróleo realizados en 1976 y, más aún, demandó a CEPE enuna corte de Los Ángeles, aduciendo la propiedad del crudo embarcado en elbuque “Ruth”

Esta medida implicaba una nueva responsabilidad de CEPE para con el país;no solo amplió su oferta de crudo en los mercados internacionales, sino queinició su participación en el consorcio, en su operación y decisiones, y encalidad de socio mayoritario. 7

Es este el periodo donde los recursos petroleros permiten al país desarrollaruna vasta infraestructura de transporte, almacenamiento y refinación,asegurando al país el autoabastecimiento de combustibles y con proyecciónpara años venideros. Se invirtió adecuadamente desarrollando lainfraestructura que la industria requería para el desarrollo del país, tanto para elmercado interno como para el externo.

Los campos petroleros descubiertos por CEPE, empiezan a ser operados en1983, todos aquellos que conforman la actual área denominada Libertador. Ennoviembre del mismo año se revierten al Estado 48.390 hectáreas delConsorcio CEPE-Texaco, que a su vez continuó operando en 442.965hectáreas, hasta 1989.

Cuadro N. 2CAMPOS PETROLEROS EN 1975

Región Nombre RegiónCosta

Nombre

Oriental 1.-San Joaquín1.- Lago Agrio 19.- Pucuna 2.- Tigre2.- Sacha 20.- Oglàn 3.- Atlanta3.- Shushufindi 21.- Camino 4.- Tablazo4.- Aguarico 22.- Culebra 5.- Santa Fe5.- Auca 23.- Tangay 6.-Santo Tomàs6.- Yuca 24.- Tigüino 7.- Emporio7.- Zorro 25.- Joan 8.- Cacique8.- Bermejo 26.- Eno 9.- Concepción9.- Dureno 27.- Ron 10.- Ecothea10.- Tivacuno 28.- Vista 11.- Carmela11.- Fanny 29.- Espejo 12.-Cautivo12.- Marian 30.- Cocha 13.-Valparaiso13.- Atacapi 31.- Araña 14.- Ahuquimi14.- Coca 32.- Puma 15.-Progreso15.- Cononaco 33.-Yuca Sur 16.-Matilde16.- Cuyabeno 34.-Auca Sur 17.- Achallan17.- Charapa 35.-Sacha

Oeste18.-Libertad

18.- Paraguaco 19.- Manantial

7 Conozca CEPE, Folleto de divulgación,, Pág. 10, Quito

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20.-SanRaymundo21.- Concepción

22.- Certeza

23.- Santa Paula

24.- LasConchas25.- Petrópolis

Fuente: Arauz Luis Alberto, MANUAL DE LEGISLACION PETROLERA ECUATORIANA,Diciembre de 1975

EL IMPACTO DE CEPE EN LA ECONOMÍA NACIONALComo se ha señalado, a partir del descubrimiento de petróleo en el regiónAmazónica, la vida nacional dio un giro que transformó desde su concepcióncomo Estado, hasta las particularidades propias de la ciudadanía.

En efecto, la presencia de este recurso natural en la economía ecuatorianarepresentó, en primer lugar, el suministro de la energía necesaria paramovilizar todos los sectores productivos del país (transporte, industrial, eléctricoy doméstico) y luego, la producción y exportaciones de crudo de la CorporaciónEstatal Petrolera Ecuatoriana (CEPE) aportaron significativos porcentajes alProducto Interno Bruto (PIB), a la Balanza de pagos y al financiamiento delGobierno Central y del resto del sector público.

Según un reporte de la Dirección de Finanzas de la CEPE, “a partir de 1972,cuando el país incrementa su actividad hidrocarburífera, se posibilitaun notable incremento del producto interno, genera un considerable monto dedivisas, atrae capitales externos y transforma la estructura de la economía,además que modifica los patrones de consumo de la población (en eseentonces de 6 800 000 habitantes) y determina cambios en la estructurasocial”.

Desde su creación, la CEPE mantuvo un constante crecimiento en sus ingresoseconómicos. Así lo señala el Econ. José Gordillo, ex funcionario de lacorporación, al manifestar que “mientras en 1973, que fue el primer añocompleto de actividad institucional, percibió apenas 134 millones de sucres, en1983 esta cifra sobrepasa los 29 mil millones de sucres y para 1984 seaproxima a los 43 mil millones de sucres, lo cual implica un ritmo decrecimiento anual de 69% en promedio”8.

En 1973, el precio del barril de petróleo continuó ascendiendo. Esto sumado alhecho del incremento de la actividad petrolera, fueron un factor decisivo en eldinámico crecimiento de la economía, tanto en la contribución directa al PIBreal, como por los recursos que proporcionó al Gobierno para el financiamientode sus programas.

8 Gordillo Montalvo, José ROL DE CEPE EN LA ECONOMIA ECUATORIANA, Pág. 13,CORPORACION ESTATAL PETROLERA ECUATORIANA, 1984

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Así lo demuestran las cifras recogidas en ese año: cuadriplicó el monto de lasexportaciones de 1973; aumentó en 38% el PIB per cápita y en 60% laremuneración de los empleados (1970-1973); incrementó en 58% el consumofinal de los hogares y en 65% el gasto de la administración pública. Cuyo efectoinmediato se reflejó en las cifras inéditas del Presupuesto General del Estado,de la reserva Monetaria Internacional y otros aspectos de caráctermacroeconómico.

Según documentos de la ex CEPE, 1976 fue el mejor año para la actividadpetrolera por el incremento de la producción de petróleo debido a laincorporación de nuevos campos en la región oriental y al aumento de lademanda mundial de derivados, originada por el alto consumo de los paísesindustrializados, y la determinación de reservas para prever eventualesincrementos de precios. Así, el valor del producto generada por el crudo y elgas natural fue de 14.769 millones de sucres (a precios de 1975).

Al finalizar el período de los gobiernos militares, (entre 1972 y 1978 y nuevemeses de 1979) el aumento del PIB es mayor que el ritmo de crecimiento de lapoblación (3,2%), y con un desequilibrio entre los diferentes sectoreseconómicos. Por ejemplo, mientras en 1978 el petróleo creció en 15,5% conrespecto al año precedente, los servicios comunales sociales y personales lohicieron al 10,9%.(Insertar cuadro en Excel)

Las exportaciones de petróleo y derivados representaron en 1983, el 74% delas exportaciones nacionales, lo que demuestra la alta dependencia que el paístiene de este sector.

Con las rentas petroleras se beneficiaron varias entidades públicas del país yprincipalmente el Presupuesto General del Estado; el Banco Nacional deDesarrollo, los municipios y consejos provinciales, las universidades yescuelas politécnicas nacionales , el Instituto Ecuatoriano de Electrificación(INECEL), Fuerzas Armadas, Bancos de la Vivienda y de Fomento, ministeriosde Agricultura, Bienestar Social , Salud, Recursos Naturales, Fundación delNiños y otros que perciben participaciones menores.

A través del Presupuesto del estado, se canalizaron las rentas de CEPE a casitodas las instituciones públicas del país, y por tanto todo el estado ecuatorianose benefició directa o indirectamente de las rentas petroleras generadas engran parte por la corporación.

DISTRIBUCION DE LA RENTA PETROLERALa presencia de CEPE en la economía nacional significó un vuelco para estaúltima, y si bien los ingresos para la Caja Fiscal tuvieron altibajos, lo cierto esque la contribución del petróleo ha sido preponderante en el PresupuestoGeneral del Estado.

Pero, a más de este importante aporte, los recursos generados por lacorporación también fueron a alimentar otras instituciones nacionales, de

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acuerdo con lo estipulado en el art. 20 de la Ley de CEPE: “Cumplidos lospresupuestos de operación e inversiones y deducido un porcentajedeterminado por el Directorio y aprobado por el Presidente de la República,para el fondo de reserva, la Corporación Estatal Petrolera Ecuatorianaentregará el saldo o remanente de sus utilidades al Fondo de Operación delTesoro”.9

Así, lo anota el Eco. José Gordillo, ex funcionario de CEPE, cuando señala que“ el destino de los ingresos provenientes de la actividad petrolera en el períodode los regímenes militares se encuentra que, de un total de 84.144 millones desucres, el 24,5% se destinó al Fondo Nacional de Desarrollo (actual BancoEcuatoriano de Desarrollo, BEDE), el 22,9% al Presupuesto General delEstado, el 21,2% a un conjunto de entidades públicas (Junta Nacional deDefensa principalmente) y tan solo el 12,2% a CEPE que es la entidadgubernamental encargada de todas las fases del proceso productivohidrocarburífero.(Insertar cuadro 5 del folleto “Rol de CEPE en la economía ecuatoriana)

En resumen durante los 17 años de vida de la Corporación Estatal PetroleraEcuatoriana, el país creció en el manejo de un recurso natural, hasta entoncesdesconocido para el país y que hoy resulta imprescindible en la vida diariamundial.

Desde sus inicios, la CEPE debió enfrentar circunstancias adversas originadasen la oposición de algunos sectores económicos, en el déficit de infraestructuray de tecnología nacional y en el crecimiento de la demanda interna.

La obra desarrollada por la CEPE (infrestructura, descubrimiento de campos,comercialización de derivados, ) evidencia que su presencia no ha sido vanapara el país, pero esta tarea no fue fácil.

Esta oposición se hizo visible a fines de 1977, cuando se cuestionópolíticamente a CEPE y se la pretendió dividir con el pretexto de que laestructura de comercialización que tenía, la institución no demostró capacidadpara vender todo el volumen de crudo que a ella llegaba, y consecuentementedebió restringir la producción con serios trastornos fiscales, monetarios, de labalanza de pagos y en la realización de varios proyectos nacionales.

RESUMEN DE LAS MAS IMPORTANTES ACCIONES EMPRENDIDAS PORCEPE

El 23 de Junio de 1972 se creó la Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana(CEPE) entidad encargada de desarrollar actividades asignadas por la Ley deHidrocarburos: explorar, industrializar y comercializar otros productos necesariosde la actividad petrolera y petroquímica

9 CEPE, Ley de, Documento de trabajo interno, página 13 Quito, mayo de 1984

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CEPE inició sus actividades en exploración, es decir, en la búsqueda de nuevosyacimientos; en comercialización, transporte de hidrocarburos y derivados, enmedio de la resistencia de intereses locales y extranjeros.

El 17 de agosto de 1972, se realizó la primera exportación de 308.238 barriles decrudo, vendidos a US $ 2.34 el barril, por el puerto de Balao, en Esmeraldas.

El mapa petrolero nacional comienza a modificarse con la revisión de áreas queestaban en poder de las compañías extranjeras, y que pasan a formar parte delpatrimonio de CEPE, que empezó a negociar directamente los nuevos contratos deasociación para la exploración y explotación de hidrocarburos.

En 1972, CEPE asumió el control del poliducto Durán-Quito, única arteria detransporte moderno de combustibles.

En noviembre de 1973, Ecuador ingresó a la Organización de PaísesExportadores de Petróleo, OPEP, en calidad de miembro titular.

Desde 1974, en forma parcial y, desde 1976, en forma total, CEPE asume laactividad de comercialización interna, que hasta ese entonces era responsabilidadde las empresas Anglo y Gulf. Para desalojar la producción de crudo y derivadosse construyeron los terminales marítimo y terrestre de Esmeraldas y el poliductoEsmeraldas -Quito. Posteriormente, se amplió los sistemas de almacenamiento enGuayaquil y Quito, y se instalaron los terminales gaseros y las envasadoras degas.

El 19 de marzo de 1974 se adjudicó la construcción de la Refinería Esmeraldas alconsorcio japonés Sumitomo Chiyoda por un monto de 160 millones de dólares.Hoy es la planta industrial de procesamiento de crudo más grande del país. Laplanta inició sus operaciones en 1977; ha tenido dos ampliaciones y actualmentesu capacidad de procesamiento total es de 110 mil barriles diarios.

El 5 de junio de 1974, CEPE compró el 25% los derechos y acciones de los activosdel consorcio Texaco-Gulf, por un valor de 42 822 784 dólares , convirtiéndose enel consorcio CEPE-Texaco-Gulf, resultado de una decisión nacional, autónoma ysoberana, con la que ingresa a ser partícipe directa de la actividad petrolera.

En junio de 1975 finalizó con éxito la primera perfor ación exploratoria de CEPE enla región amazónica: el pozo 18-B Fanny, luego de un mes de pruebas, arrojó unaproducción diaria de 2.066 barriles

En septiembre de 1975, CEPE asumió la comercialización del gas licuado depetróleo procesado por las compañías Cautivo y Anglo.

En enero de 1976, revirtió al Estado todo el campo Ancón operado y explotado porla compañía Anglo. En junio de ese mismo año, pasaron a poder del Estado lasáreas que operaba CEPECA, con lo cual CEPE comenzó a explotar los 803 poz osproductivos de la Península de Santa Elena.

En diciembre de 1976, CEPE adquirió el remanente de los derechos y acciones dela compañía Gulf, esto permitió que la participación de CEPE en el consorcioTEXACO-GULF sea mayoritaria con el 62.5% de acciones, conformándose así elnuevo consorcio CEPE-TEXACO.

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En enero de 1977, CEPE controló el 100% de las operaciones de abastecimientode los combustibles.

En marzo del mismo año, se inauguró la refinería Estatal Esmeraldas concapacidad para procesar 55.600 barriles de petróleo por día.

En junio de 1977, entraron en operación los terminales de almacenamiento decombustibles de Quito y Ambato

Foto Archivo Histórico de Petroecuador

En noviembre del mismo año, se inauguró el terminal de almacenamiento decombustibles y envasado de gas licuado de petróleo, denominado El Beaterio.

En septiembre de 1980 se inauguró el poliducto Esmeraldas-Quito, después dedos años que demoró su construcción.

En enero de 1981, el gobierno de Jaime Roldós inaugu ró la Planta de Gas deShushufindi con capacidad para procesar 25 millones de pies cúbicos de gasnatural

En mayo de 1985, se firmó la contratación para la ampliación de la Refinería deEsmeraldas, de 55.000 a 90.000 barriles con el consorcio japonés SumitomoChiyoda, a un costo de 114.4 millones de dólares.

En marzo de 1987 un terremoto de gran magnitud rompió el OleoductoTransecuatoriano lo que paralizó las actividades hidrocarburíferas del país por másde tres meses.

En julio de 1987, se inaug uró la Refinería Amazonas en Shushufindi, con unacapacidad para procesar 10.000 barriles diarios de crudo.

PETROECUADOR

Al cabo de 17 años de un trabajo tesonero y no pocas dificultades y oposición,la Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana debió ceder el paso a un nuevomodelo empresarial, acorde con los tiempos y nuevos desafíos.

Con la intención de mejorar la administración de los recursos petrolerosestatales y dinamizar la industria hidrocarburífera, dotándola de mecanismosque le permitan competir en el mercado, con eficiencia y rentabilidad se crea laEmpresa Estatal Petróleos del Ecuador (PETROECUADOR), el 26 de

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septiembre de 1989, mediante la Ley Especial No. 45, durante el gobierno delDr. Rodrigo Borja Cevallos.

Edificio Alpallana, sede de Petroecuador

La nueva empresa estatal se instaura con personería jurídica, patrimoniopropio, autonomía administrativa, económica, financiera y operativa, confacultades para cubrir sus costos empresariales, entregar al fisco el 90% desus ganancias e invertir el 10% restante en el robustecimientoinstitucional, especialmente en el área de exploración.

PETROECUADOR se crea bajo un sistema de empresas asociadas (holding)conformado por una matriz y seis f iliales. Tres de carácter permanente:Petroproducción, Petroindustrial y Petrocomercial y tres transitorias:Petroamazonas, Transecuatoriana de Petróleos y Petropenínsula. A todo elconjunto se lo denominó Sistema Petroecuador, según el modelo internacionalvigente, en esa época, para empresas petroleras.

(Insertar logotipo de PETROECUADOR y organigrama original)

La Ley para la Promoción de la Inversión y de la Participación Ciudadana,publicada en el Registro Oficial del 18 de agosto de 2000, reformó la LeyEspecial de Petroecuador estableciendo vicepresidencias en lugar degerencias en las tres filiales del sistema.

La matriz estuvo integrada por las siguientes dependencias:- Presidencia Ejecutiva- Consejo de Administración,- Gerencias de: Economía y Finanzas, Administrativa, Comercio

Internacional, Oleoducto, Administración de Contratos- Vicepresidencia Corporativa Ambiental, Responsabilidad Social,

Salud y Seguridad Integral.- Unidad Coordinadora de las Rondas de Licitación Petrolera.- Unidad de Aviación. (2003)

ESTRUCTURA ADMINISTRATIVA DE PETROECUADOR

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Los órganos de gestión empresarial fueron:

DirectorioFue el máximo organismo de decisión de la empresa y lo integraba el Ministrode Energía, quien lo preside; un delegado del Presidente de la República, quienes Presidente Alterno; el Ministro de Economía y Finanzas; el Ministro deComercio Exterior; el Jefe del Comando Conjunto de las Fuerzas Armadas, elDirector General de la Secretaría Nacional de Planificación (SENPLADES); y,un representante de los trabajadores de Petroecuador.

Funciones:Establecía las políticas empresariales de Petroecuador y sus f iliales; nombrar alPresidente Ejecutivo y a los miembros del Consejo de Administración;aprobaba los reglamentos orgánico-funcionales, las políticas salariales, losplanes y presupuestos de Petroecuador y sus filiales y evaluaba su ejecución;autorizaba la participación de la empresa y sus filiales en compañías deeconomía mixta, así como aprobaba y modificaba los planes y presupuestospresentados por el Presidente Ejecutivo, entre otras.

Consejo de AdministraciónFue el órgano de planificación y coordinación de Petroecuador y sus filiales. Lointegraban el Presidente Ejecutivo, quien lo preside, y cuatro miembrosdesignados por el Directorio, a propuesta del Presidente de la República.Funciones:Nombraba a los vicepresidentes de cada una de las f iliales; coordinaba lasactividades de sus filiales; autorizaba al Presidente Ejecutivo la suscripción decontratos; designaba, de entre sus miembros, al Vicepresidente del organismo,quien reemplazaba al Presidente Ejecutivo, en su ausencia temporal, etc.

Presidencia EjecutivaEl titular era el representante legal y responsable directo de la orientacióntécnica, financiera y administrativa de la empresa.

Funciones:Cumplir con las decisiones adoptadas por los órganos directivos dePetroecuador; planificar y coordinar las actividades de la Empresa y sus Filialesde acuerdo con los lineamientos formulados por el Directorio y el Consejo deAdministración; administrar los bienes y fondos de Petroecuador; nombrar,contratar y remover al personal ejecutivo, técnico y administrativo dePetroecuador, a excepción de los directivos, cuyos nombramientos competen alDirectorio y al Consejo de Administración, entre otras.

Esta nueva estructura de la empresa petrolera estatal le permitió gestionar conéxito las operaciones, realizó inversiones y logró elevar sustancialmente laproducción de petróleo, que se refleja en el pico más alto en el año 1994, comose puede observar en el cuadro No. 3.

En sus inicios, Petroecuador mantenía una superficie prospectiva de 1 500 000hectáreas. Alrededor de 27 empresas internacionales trabajaban en 3 600 000

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Ha. mediante la suscripción de contratos de prestación de servicios para laexploración y explotación de hidrocarburos.

Además, Petroecuador asumió la operación de varias áreas de la industriapetrolera, como las actividades del consorcio CEPE- Texaco y de las refineríasde Anglo y Repetrol.

En 1992, Petroecuador fue la receptora del traspaso de las acciones yderechos de la compañía Texaco al Estado ecuatoriano que, de acuerdo conlos términos contractuales cesó en sus operaciones el 6 de junio.

Sin embargo, al cabo de tres años de su creación, durante el gobierno del Arq.Sixto Durán Ballén, (1992) Petroecuador debió enfrentar la reducción de susrecursos, cuando mediante la Ley de Presupuesto se le quitó el 10% de losingresos para la reinversión y mantenimiento de las instalaciones petroleras,con lo que se echó a perder la eficiencia de la estatal, con las consecuentespérdidas económicas para el país.

En la actualidad con la reversión del Bloque 15, al Estado, el Directoriotransformó en diciembre de 2007 la unidad Petroamazonas, en compañíaanónima estatal, lo que determinó otro modelo de gestión sobre el recursopetrolero, en procura de mayor eficiencia. Esta compañía estatal tiene a sucargo la producción de 100.000 barriles diarios de petróleo y debe buscar suincremento.

RESUMEN DE LAS ACCIONES MAS DESTACADAS EMPRENDIDAS PORPETROECUADOR

En octubre de 1989, Texaco revertió al Estado el Oleoducto Transecuatoriano,y Petroamazonas asumió las operaciones de bombeo de crudo.

El 1 de diciembre de 1989, la refinería de Anglo pasó a propiedad de la filialPetroindustrial.

En agosto de 1990, la refinería Repetrol pasó a propiedad de Petroindustrial.

En junio de 1992 entraron a producir los campos Auca este de Petroamazonasy Pacoa, ubicado en el Bloque 1, y operado por la compañía Tripetrol.

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En enero de 1993, Ecuador se retiró de la OPEP, por decisión del Gobiernodel Arq. Sixto Durán Ballén.

En junio de 1993, Petroproducción descubrió un nuevo eje estructural en elcentro-sur de la región amazónica, compuesto por los campos Tiputini,Ishpingo y Tambococha, conocido como proyecto ITT.

En agosto de 1995, se expidió el Reglamento Ambiental para las OperacionesHidrocarburíferas en el Ecuador, destinado a regular las fases de la industriapetrolera, susceptibles de causar daño al medio ambiente.

En mayo de 1997, entró en operación la planta modular de gas en el campoSecoya con una producción de 60 toneladas métricas de gas licuado dePetróleo, que se destinan al consumo interno.En febrero se inicia una nueva ampliación del Oleoducto Transecuatoriano.

En febrero de 1999, se firmó un decreto ejecutivo, por el cual más de un millónde hectáreas en los parques nacionales Cuyabeno y Yasuní quedaronprotegidos de cualquier actividad petrolera, maderera, minera y decolonización.

En mayo de 1999 se cambian los contratos de prestación de Servicios aParticipación, con las empresas ELF y Occidental y en junio se entregan varioscampos que operaba PETROECUADOR, señalados como marginales, a variasempresas privadas.

En julio se ordena a PETROECUADOR firmar el acta de entrega-recepciónprovisional de la última ampliación de Refinería Esmeraldas a 110 mil barriles,contratada en el Gobierno de Durán Ballén con la empresa española TécnicasReunidas. Se recibe con 24 salvedades.

En agosto del 2000 se inicia el proceso de licitación para l a provisión de nuevasunidades de alta conversión para las refinerías (tratamiento de residuo paraconvertirlo en combustible). En el mismo mes se instala el sistemaautomatizado en Petrocomercial para optimizar el transporte y la venta decombustible.

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En octubre de 2002 se inaugura la gasolinera más grande del país, en laciudad de Quito y de propiedad de Petrocomercial, para garantizar calidad ycantidad y evitar presiones de distribuidores. También se inauguran obras deampliación en la refinería de La Libertad.

En mayo del 2006 se declara la reversión del Bloque 15 al Estado ecuatoriano,por el incumplimiento de estipulaciones legales y contractuales de la empresaOccidental con el Estado. El bloque pasa a ser operado y administrado porPetroecuador.

En febrero del 2007 se firma con Venezuela un convenio de intercambio depetróleo por derivados, con la empresa estatal venezolana PDVSA, que ofreceuna ventaja financiera al País que a enero de 2008 alcanza un monto de 52millones de dólares por la eliminación de intermediarios y la optimización defletes.

En mayo de 2007 se firma un memorando de entendimiento entre Petrobras yPETROECUADOR para viabilizar un estudio de viabilidad técnica, económica ylegal, para desarrollar proyectos conjuntos en las áreas de producción ydistribución de biocombustibles en el Ecuador.

En el mismo mes se adjudica a la empresa FLOPEC la contratación de laconstrucción del proyecto de almacenamiento de gas licuado en tierra, quebajará costos de almacenamiento y dará mayor seguridad al abastecimientodel energético.

En un área de 20 mil metros cuadrados, en el Guasmo Este de la ciudad deGuayaquil se inaugura una nueva mega estación para la venta de combustiblesal detal, que tiene una capacidad de 120 mil galones entre diesel y gasolinas ygarantiza calidad y cantidad.

En diciembre del 2007 el Directorio de PETROECUADOR convierte al Bloque15 en Sociedad Anónima estatal, con reglamento propio y como accionistasúnicos PETROECUADOR y Petroproducción.

El 7 de enero del 2008 se firma un acuerdo entre PETROECUADOR y lavenezolana PDVSA para explorar gas en el bloque 4 del Golfo de Guayaquil yse conformó el equipo técnico entre las dos empresas para iniciar los estudiosde ingeniería de la nueva refinería en Manabí.

RONDAS PETROLERAS

Las Rondas Licitatorias Internacionales Petroleras surgieron de la necesidaddel Estado de hacer inversiones de riesgos en la exploración de hidrocarburosen nuevas áreas prospectivas, uno de los objetivos contemplados en la Ley deHidrocarburos, que busca diversificar la exploración y explotación petroleras através de la participación de las empresas privadas y estatales.Hasta el año 2006, entre la ex - Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana,CEPE, y la Empresa Estatal de Petróleos, PETROECUADOR, se han realizadoocho rondas petroleras.

PRIMERA RONDA (Mapa)

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El Estado ecuatoriano, a través de la Corporación Estatal PetroleraEcuatoriana, CEPE, inició la apertura a la inversión privada para las actividadesde exploración y explotación de petróleo, el 25 de enero de 1985, durante elgobierno del Ing. Com. León Febres Cordero.

Como resultado de esta Primera Ronda Petrolera, el Estado suscribió elcontrato de prestación de servicios con la compañía Occidental Exploration &Production para desarrollar actividades de búsqueda y explotación de crudoen el bloque 15, localizado en la provincia de Orellana de la región amazónica,comprometiendo una inversión de 50 millones de dólares en las fases deexploración y desarrollo.

El 3 de abril de 1985, la compañía Esso-Hispanoil asumió el bloque 8, ubicadoen la Amazonia, con una inversión de 30 millones de dólares.El 27 de junio de 1985, se firmó el contrato con la empresa Belco para laexploración y explotación de petróleo en los bloques 1 y 2, de 400.000hectáreas cada uno, localizados en la Península de Santa Elena, costa fuera.La inversión comprometida fue de 30 millones de dólares.

SEGUNDA RONDA (Mapa)El 1 de noviembre de 1985 se firmó el contrato con el consorcio TexacoPecten para la exploración y explotación del bloque 6, localizado en laprovincia de Manabí. La inversión prevista fue de 25 millones de dólares.En diciembre de 1985, CEPE suscribió un contrato de exploración y explotacióncon la compañía British Petroleum, para el bloque 7, ubicado en el cantónOrellana de la región amazónica. La empresa se comprometió a realizarinversiones para trabajos de exploración y desarrollo en una extensión de 200mil hectáreas. Logró éxito al perforar el pozo Payamino 1.

En enero 27 de 1986 se adjudicó y contrató el bloque 16, localizado en laregión amazónica, al consorcio Conoco-Nomeco-Diamond & Sharmrok Opic

TERCERA Y CUARTA RONDAS (Mapa)El contrato se firmó el 30 de abril de 1987 entre CEPE y el consorciocompuesto por las compañías Elf Aquitaine, Braspetro y YPF, para realizaractividades de exploración y explotación petrolera en el bloque 14, ubicado enel cantón Orellana de la región amazónica, con una inversión de 34 millones dedólares.

El 1 de mayo de 1987 se suscribió el contrato de prestación de servicios entreCEPE y el consorcio integrado por Petrobrás, Elf Aquitaine y Britoil para elbloque 17, localizado en la región centro oriental, en el corazón de la provinciade Orellana. La inversión fue de 30 millones de dólares.

El 25 de mayo de 1987, CEPE firmó otro contrato de prestación de servicioscon el consorcio formado por las compañías Teneco-Diamond-Yukon-Maersk, para la exploración y explotación del bloque 12, que se encuentra enla Amazonia ecuatoriana. La inversión programada fue de 30 millones dedólares.

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El 15 de junio de 1987, CEPE y la estatal petrolera PETROCANADÀ firmaron elcontrato para el bloque 9, localizado en la región oriental.

QUINTA RONDA (Mapa)Se desarrolló en 1987, durante el gobierno del Presidente León FebresCordero. Se ofertaron los bloques 10, 11, 13, 18 y 19, localizados en la regiónoriental. Se adjudicaron dos bloques: la compañía Arco para el bloque 10 y laempresa Unocal para el bloque 13

SEXTA RONDA (Mapa)Fue declarada desierta en 1988.A partir del 10 de agosto de 1988, en el Gobierno del Dr. Rodrigo Borja, seestablece una nueva política petrolera, que incluyó el cambio de modelo de lacorporación estatal.En 1989, nace PETROECUADOR y con ella se retomó esta licitación y seobtuvieron los siguientes resultados: la compañía Mobil se adjudicó el bloque18, con una inversión de US$ 6 699; la asociación Arco-Mobil obtuvo el bloque19 y comprometió una inversión de US$ 7 992; y el consorcio Cons-Conocoadquirió el bloque 22, con una inversión de US$ 84 278.

SÉPTIMA RONDASe realizó en el año 1997, durante el gobierno interino del Dr. Fabián AlarcónR., en donde se adjudicaron siete bloques, bajo la modalidad de contratos departicipación: 11 para Santa Fe, 18 Amoco, 19 Triton, 21Oryx, 27 CityRamrod, 28 Tripetrol y 3 EDC Las empresas comprometieron inversionestotales por USD 60’960.500.

OCTAVA RONDA PETROLERAEsta convocatoria se inició el 19 de junio de 1997 y terminó el 16 de octubre delmismo año. La oferta fue para nueve bloques localizados en la regiónamazónica, con un área de hasta 200 000 hectáreas.

Se adjudicaron los bloques: 23 a la empresa CGC - San Jorge; 31 a lacompañía Pérez Companc y 24 a la empresa Arco Oriente.

Durante el gobierno del Abg. Abdalá Bucaram (1996) se cambió la modalidadcontractual, del contrato de prestación de servicios se pasó al contrato departicipación, para los bloques 16 administrado por la empresa YPF-Maxus , yde la empresa Tripetrol que administraba el bloque 1 en la Península de SantaElena.

El modelo de contrato: de participación. (Delegación de algunas de lasactividades de PETROECUADOR al sector privado, mediante contratos deobras o servicios específicos)

NOVENA RONDASe convocó en 2001 para los bloques 4, 5, 39 y 40 localizados en la Penínsulade Santa Elena y el Golfo de Guayaquil, provincia del Guayas. Fue declaradadesierta en 2004.Cuadro Nro. 3

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RONDAS PETROLERAS REALIZADAS POR CEPE Y PETROECUADOR

RONDA EMPRESA BLOQUE UBICACIÓNPROVINCIA

TIPO DECONTRATO

INVERSION Año

Primera Occidental 15 Prov. Napo Prestación deServicios

US$50’000 000

Enero1985

Esso-Hispanoil 8 Pastaza/Napo Prestación deservicios

30’000 000 Abril1985

Belco 1 y 2 Guayas,costa fuera

Prestación deservicios

30’000 000 Junio1985

Segunda Texaco-Pecten 6 Manabí Prestación deservicios

25’000 000 Nov.1985

BritishPetroleum

7 Napo Prestación deservicios

Dic.1985

Conoco-Nomeco-Diamond &Sharmrok Opic

16 Napo Prestación deservicios

Tercera Elf Aquitaine,Braspetro yYacimientosPetrolíferosFiscales (YPF)

14 Napo Prestación deservicios

34 000 000

Cuarta Petrobrás, ElfAquitaine yBritoil

17 Orellana Prestación deservicios

30 000 000 Mayo1987

Teneco-Diamond-Yukon-Maersk

12 Prestación deservicios

30 000 000 Mayo1987

Petrocanadá 9 Junio1987

Quinta Arco 10 1987Unocal 13

Sexta Se declaró desierta en 1988Mobil 18

Arco-Mobil 19Cons-Conoco 22,

Séptima Santa Fe 11 60’960.500. 1997

Amoco 18Triton, 19Oryx, 21City Ramro 27Tripetrol 28EDC 3

Octava CGC - SanJorge;

23 Octubre1997

Arco Oriente. 24PérezCompanc

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Novena Se declaró desierta en 2004Fuente: Informe Anual, Ministerio de Energía y Minas, 1986/1987/1989/1990

(Poner mapa catastral petrolero)

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EL NUEVO CONCEPTO DE EMPRESA PÚBLICA

El nuevo reordenamiento jurídico del país compilado en la nueva ConstituciónPolítica del Ecuador, aprobada en referéndum el 28 de septiembre de 2008,cambió sustancialmente la estructura legal del Estado y dio paso a nuevosconceptos respecto de la naturaleza, los derechos colectivos, el régimenjudicial, entre otros.

Bajo esta conceptualización, la Constitución de 2008 fortalece la autoridad delEstado sobre la economía, vuelve poner lo que denominó las “áreasestratégicas de la economía” bajo su control exclusivo y precisa disposicionespara evitar la privatización de recursos clave como el agua o el petróleo.

El sustento legal

En el artículo 315 de la Constitución de la República se dispone que el Estadoconstituya empresas públicas encargadas de los sectores estratégicos del país,(petróleo, agua, telecomunicaciones) para obtener un desarrollo sustentable yduradero dentro de la economía ecuatoriana.

La propia Carta Política define que las empresas públicas son aquellas quepertenecen al Estado con autonomía administrativa y financiera, encargadas dela gestión especialmente de los sectores estratégicos mediante elaprovechamiento sustentable de los recursos naturales o bienes públicos.

Con este antecedente se publica, en octubre de 2009, la Ley Orgánica deEmpresas Públicas destinadas a regular el funcionamiento, organización yconstitución de las empresas públicas en el Ecuador y establece losmecanismos de control económico, administrativo y financiero para las mismas.

La creación de las nuevas empresas públicas tiene como propósito precautelarel patrimonio, la propiedad estatal y derechos de las nuevas generacionessobre los recursos naturales renovables y no renovables que fortalezcan elbuen vivir.

LA TRANSFORMACIÓN EN EMPRESA PÚBLICA

Con las bases legales de por medio, el Gobierno del Presidente Rafael CorreaDelgado mediante Decreto Ejecutivo N° 315 crea, el 6 de abril de 2010, lanueva Empresa Pública de Hidrocarburos del Ecuador EP Petroecuador enreemplazo de la Empresa Estatal de Petróleos del Ecuador, Petroecuador.

Esta nueva organización se constituye como un ente estatal con totalautonomía financiera y administrativa, encargada de la actividad petroleraecuatoriana en base a lineamientos de preservación ambiental, adecuadasnormativas técnicas y administrativas.

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EP Petroecuador emprende el camino de reorganizarse de tal manera que seaplica un nuevo modelo de gestión, direccionando el trabajo por procesosadministrativos que reflejan un nuevo concepto gerencial del manejo de laempresa.

Las nuevas visiones estratégicas dirigidas al cumplimiento de objetivos de laEmpresa Pública de Hidrocarburos del Ecuador están enmarcadas en lossiguientes aspectos: Gestión del Negocio, Gestión de los Recursos, Gestión delos Procesos y Gestión del Talento Humano; los que se manejan de acuerdo acada uno de los perfiles de acción de EP Petroecuador.

La Empresa Pública de Hidrocarburos, EP Petroecuador funciona con unDirectorio conformado por el ministro de Recursos Naturales No Renovables oun delegado/a permanente quien presidirá el mismo; el titular del OrganismoNacional de Planificación y un miembro designado por la Presidenta oPresidente de la República; todos ellos con amplios conocimientos sobre lasactividades propias de la empresa.

El Directorio es el encargado de aprobar y establecer las políticas claves parala empresa, aprobar el presupuesto general y evaluar su ejecución, nombrar alGerente General, aprobar el Plan Estratégico elaborado por la GerenciaGeneral, suscribir la creación de filiales o subsidiarias y nombrar a losrespectivos administradores de las mismas, entre otros.

El Gerente General, designado por el Directorio, es la representación legal,judicial y extrajudicial de la empresa; el mismo que es responsable de toda lagestión empresarial.

Gerencias de Negocios

La nueva estructura divide la empresa con seis Gerencias de Negocios queviabilizan el desarrollo y gestión empresarial: Exploración y Producción;Transporte y Almacenamiento; Refinación; Comercialización; DesarrolloOrganizacional y de Seguridad, Salud y Ambiente; que sustituyen a las seisanteriores vicepresidencias: Petroproducción, Petroindustrial, Petrocomercial,y Ambiental.

(Nuevo logo y organigrama general de la nueva empresa)

FASES DE LA INDUSTRIA PETROLERA

Las fases de la industria, generalmente, se dividen en:

1. La exploraciónConsiste en la búsqueda de yacimientos de hidrocarburos con métodosgeológicos y sísmicos (produciendo explosiones en el suelo o el mar ycaptando la reflexión de las ondas).

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2. La explotaciónEs la extracción del petróleo y gas del subsuelo, mediante perforación depozos y construcción de la infraestructura para su transporte yalmacenamiento, en los campos petroleros.

3. Almacenamiento y transporte de crudo y derivadosConstituyen los sistemas de oleoductos, tanques, y poliductos, que sirvenpara transporte y almacenamiento de crudo y derivados, desde el lugar deproducción hasta otros de consumo (exportación o industrialización).

4. RefinaciónEs la fase donde las refinerías transforman el crudo en combustibles,dándoles valor agregado y satisfaciendo las necesidades internas deenergéticos y exportando combustibles.

5. ComercializaciónEs el proceso de venta externa del petróleo al mercado internacional y lacomercialización interna de combustibles.

El concepto de industria integrada se refleja en la estructura de la petroleraestatal, que abarca todas las fases, lo que le permite atender con eficiencia lasnecesidades de combustibles del mercado interno con la agregación de unmáximo valor al petróleo que se extrae. Las empresas privadas, en el país, soloexplotan la materia prima y se la llevan para agregarle valor en sus países, porlo tanto el beneficio que hace Petroecuador al país es mayor.

CAPÍTULO 5

¿En dónde se encuentra el petróleo?

Contrariamente a la creencia popular, el petróleo no forma lagunas. Estáubicado en los espacios de la roca porosa, entre las areniscas y calizas, comoel agua en una esponja, por ejemplo.

Un depósito de petróleo para considerarlo como tal, debe tener los mantos deroca sedimentaria rodeados de capas de roca impermeable (arcillosa) queimpidan su llegada a la superficie y conformen las trampas que lo retienen.Estos depósitos pueden localizarse en tierra firme o bajo el lecho marino.

En términos geológicos, las capas subterráneas se llaman Formaciones y seidentifican por edad, tipo y material de rocas del que se formaron.

Cuencas petrolíferas

Según el Ing. Julio César Granja, autor del libro El Petróleo misceláneas, “esobvio indicar que el petróleo se formó allí donde las condiciones geológicasfueron favorables. Las áreas en las que eso sucedía se llaman “cuencassedimentarias” y se las considera como potencialmente petrolíferas, hasta quelas investigaciones geológicas prueben lo contrario”

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Este investigador señala que las cuencas petrolíferas son tierras bajas, como lofueron en sus orígenes, se presentan a lo largo de las márgenes continentales,al pie de las altas montañas y en sus planicies contiguas.

En el país, los lugares que contienen petróleo del Oriente corresponden a laera Mesozoico, del período Cretásico y los de la península de Santa Elena a laera Cenozoico, del período Terciario, al igual que los yacimientos de gas delGolfo de Guayaquil.

La cuenca Oriente ecuatoriana representa una de las cuencas subandinas máscomplejas y más atractivas tanto desde el punto de vista científico comoeconómico. Posee alrededor de 30 mil millones de barriles de petróleo en sitio(POES) acumulados en cien campos.10

Granja indica que los “hidrocarburos se hallan almacenados en lo que seconoce con el nombre de “trampas de petróleo”. Se dividen en trampasestructurales y trampas estratigráficas”.

En Ecuador la cuenca más conocida es la Oriente, situada entre la cordillera deLos Andes y los escudos guayanés y brasileño. Tiene dirección norte-sur ytopográfica y geológicamente se extiende hasta las fronteras con Colombia yPerú.11

Los estudios geológicos han determinado la existencia de las siguientesformaciones ecuatorianas:

1. Formación Hollín2. Formación Napo3. Formación Tena4. Formación Tiyuyacu5. Formación Chalcana6. Formación Arajuno7. Formación Chambira8. Formación Chambira

(Insertar gráficos explicativos de exploración. Texto de Ecopetrol)

BREVE RESEÑA HISTÓRICA DE LA EXPLORACIÓN PETROLERA DE LA CUENCAORIENTE

Ing. Marco Rivadeneira*

Resumen

La exploración petrolera de la Cuenca Oriente se divide, al menos, encuatro etapas. En la etapa exploratoria inicial, que va hasta los añossesenta, si bien no se descubren acumulaciones comerciales de crudo,se establece su condición de cuenca sedimentaria y su potencialpetrolífero, en base a la presencia de manaderos superficiales, al

10 Rivadeneira Marco, Baby Patrice, Barragán Roberto, editores científicos, La Cuenca oriente: geología ypetróleo, Instituto Francés de Estudios Andinos, Institut de Recherche pour le Développement,Petroecuador, Quito, 2004, pág. 13.11 Granja, Julio César, El Petróleo misceláneas, Editorial Universitaria, 1976, Quito, página 54,55.

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importante espesor sedimentario, a la existencia de una potencial rocamadre, de areniscas con excelente potencial de reservorio, de rocacobertera y de una estructuración derivada de la evolución andina. EIesfuerzo exploratorio de Shell, en esta etapa, culmina con eldescubrimiento de crudo en el reservorio Tena Basal del pozo TiputiniShell 1. En la segunda etapa (1967-1972), se confirma como cuencapetrolera, con el descubrimiento del campo Lago Agrio y de losgigantes Shushufindi y Sacha, y del gran campo Auca, con lo que seproduce la mayor incorporación de reservas de toda la historia. Unatercera etapa, entre 1972 y 1982, está marcada por el predominio de laactividad exploratoria de la empresa estatal CEPE, cuyo mayor éxitofue el descubrimiento del campo Libertador, el cuarto por volumen dereservas en la cuenca. La cuarta etapa, de madurez exploratoria, esalcanzada por el accionar compartido entre CEPE, transformadaposteriormente en Petroecuador, y las compañías privadasinternacionales que han desarrollado una amplia exploraci6n,principalmente en el norte y centro de la cuenca. Esta etapa secaracteriza por una disminución en el índice de éxito exploratorio,por la disminución de las dimensiones de los prospectos exploratorios,y por un incremento en la densidad de los crudos.

1. ETAPA EXPLORATORIA INICIAL

Esta etapa, que se extiende hasta mediados de los años sesenta, abarcael conocimiento natural de manifestaciones superficiales dehidrocarburos conocidos desde épocas ancestrales, pasando por losestudios de naturalistas, hasta los trabajos exploratorios iniciales.

Como resultado, se categorizó a la Cuenca Oriente como una cuencasedimentaria, con una columna estratigráfica de espesor considerableque va del Paleozoico al Reciente, con rocas porosas y permeables, conexcelente potencial de roca reservorio, con arcillas y calizas negras,bituminosas, cualitativamente susceptibles de ser consideradas comopotenciales rocas madres, con posibilidad de encontrar trampas ya quelos niveles reservorio están cubiertos por capas impermeablesarcillosas y calcáreas, con un grado de estructuración importante,derivada de la evolución histórica de la vecina Cordillera Andina,todo lo que además permitió definir a la Cuenca Oriente comopotencialmente hidrocarburífera, lo que se consolidó, aun mas, con eldescubrimiento de crudo en el reservorio Tena Basal en el pozoTiputini Shell 1, por parte de la Shell. A pesar de esto, en estaetapa, no se encontraron acumulaciones comerciales de crudo.

1. 1. Los trabajos de los naturalistas

Uno de los primeros indicios de que una nueva cuenca es petrolífera,es la presencia de manifestaciones superficiales de hidrocarburos, queindican la existencia en profundidad de los mismos, siendo estasmanifestaciones el resultado de procesos de migraci6n secundaria, queal no encontrar trampas en el camino, pueden alcanzar la superficie,si las rocas reservorio, a través de las cuales migra el crudo, estánexpuestas a superficie, o si una vez acumulados los hidrocarburos entrampas, estas pierden su condición parcial o total de tales, al seratravesadas por fallas, que permiten el escape de los mismos.

La existencia de manaderos de asfalto y brea, en esta cuenca, ya eraconocida por los aborígenes de la Amazonia, desde la profundidad deltiempo, quienes utilizaban el crudo para el calafateo de sus canoas,así como posiblemente lo utilizaban para encender sus antorchas, y losshamanes (brujos) para sus prácticas curativas. En 1858, el primeroque documenta dichas emanaciones superficiales, es el geógrafo

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ecuatoriano Don Manuel Villavicencio en su libro "Geografía delEcuador", al describir manaderos de asfalto y alquitrán en lasmárgenes del rio Hollín, y la presencia de manantiales salitrosos enla cordillera de Cutucú.

El segundo descubridor de América, el célebre naturalista alemánTeodoro Wolf en su libro "Geografía y Geología del Ecuador", publicadoen 1892, hace una recopilación y revisión de observaciones geo1ógicasanteriores a él, incorporando sus propias observaciones y estudios dela Región Oriental Ecuatoriana, de la cual elabora el mapa geográficoa escala1:3 000000.

Vista aérea del campo Sacha

1. 2. EI inicio de la exploración petrolera

En 1921, el Gobierno Nacional otorga a la compañía norteamericanaLeonard Exploration Co. la primera concesión en la historia de lacuenca, en una extensión de 25 000 km2, que abarca gran parte delpiedemonte entre el volcán Sumaco al Norte y Macas al Sur. EI plazoera de 50 años (Gordillo, 2003).

Esta compañía es la primera que realiza exploración, orientada a labúsqueda de hidrocarburos, concentrándose básicamente en geología decampo dentro de la zona de su concesión. Como resultado, sus geólogos,T. Watson, J. Sinclair y Colony se convirtieron en pioneros de laestratigrafía de la cuenca, al describir por primera vez los "basaltosy tobas Misahualli”, que subyacen a la arenisca "Hollín" y a las"calizas y lutitas Napo", nombres tomados de los principales ríos queatraviesan la parte sur del Levantamiento Napo. En sus informes,describen además las "capas rojas y conglomerados" que sobreyacen alos sedimentos Napo, y que posteriormente serían bautizadas comoformaciones Tena y Tiyuyacu.

Esta compañía se retiró abruptamente del país, incumpliendo con casitodos los compromisos contraídos con el gobierno, entre otros, laconstrucción de un tramo de ferrocarril entre Pelileo y Baños, y uncamino de herradura entre Baños y Mera.

1. 3. EI trabajo geológico pionero de la Shell

En 1937, la Royal Dutch Shell recibe, a través de la Anglo SaxonPetroleum Co. Ltda., una concesión de diez millones de hectáreas, queprácticamente cubre toda la Cuenca Oriente. El área de esta concesión

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se redujo drásticamente, como consecuencia de los límitesterritoriales impuestos luego de la guerra con el Perú. Su base deoperaciones la estableció en Mera, cerca al Puyo, en donde construyóun aeropuerto, por lo que, el nombre de dicha compañía quedó impresoen el poblado, actualmente cantón, conocido desde entonces como ShellMera.

En 1938, la Shell inicia su actividad exploratoria que constituye lamás importante de toda la era previa al descubrimiento de los grandescampos, al abarcar todo el Subandino y gran parte del resto de lacuenca, efectuando 33 000 km2 de levantamiento aerofotográfico,levantamiento gravimétrico de toda la concesión (1939-1946) y elregistro de 4 070 km de líneas sísmicas entre 1943 y 1949.

Los geólogos de campo de la Shell desarrollaron un trabajo sistemáticode gran calidad, el que junto al efectuado por los geólogos de laLeonard Exploration, sirvió para sentar las bases de la estratigrafíay de la geología del petróleo de la Cuenca Oriente, correspondiendo elrol protag6nico a H. J. Tschopp, gerente en ese entonces de la Shellen Ecuador, al haber publicado en el año de 1953, en el boletín de laAsociación Americana de Geólogos del Petróleo (AAPG por sus siglas eninglés), un artículo titulado "Oil Exploration in the Oriente ofEcuador", en el que describe por primera vez la estratigrafía completade la Cuenca Oriente, basándose en los informes de los trabajos decampo de los geólogos de la Leonard Exploration, en la publicación deun artículo de Ribadeneira aparecido por esa misma época, en elAnuario "La Minería y el Petr6leo en el Ecuador", en donde por primeravez se describen los nombres de algunas formaciones de la cuenca y,principalmente en los informes de sus subalternos, los geólogos J. J.Dosy Y K. T. Goldschmidt, quienes efectuaron la primera descripción delas formaciones paleozoicas Macuma y Pumbuiza. Goldschmidt, además,fue el primero en describir las formaciones jurasicas Santiago yChapiza.

El mérito de Tschopp está en haber sistematizado y descrito la columnaestratigráfica del Paleozoico al Reciente, incluida la Formación Mesadel Plio-Pleistoceno, con excepción de la Formación Orteguaza delOligoceno, no conocida hasta ese entonces en afloramientos delSubandino. Asimismo, Tschopp estableció los marcadores sísmicos másimportantes, la presencia de reservorios cretácicos y de una potencialroca madre: "La Napo, es una formación bituminosa, la cual se extiendea través de todo el Oriente. Los numerosos indicios de petróleo en elárea aflorante testifican el carácter de roca madre de la Napo".

1. 3. 1. Las primeras perforaciones exploratorias en la cuenca

Como resultado de su labor exploratoria, la Shell definió en la zonaSubandina las estructuras Vuano y Oglan ubicadas en la DepresiónPastaza, al centro del Subandino, y las estructuras Cangaime y Macumasituadas en el flanco NNE del Levantamiento Cutucú, las que fueronperforadas sin éxito con los pozos Vuano 1, Oglan 1, Cangaime 1 yMacuma 1. Años más tarde, como veremos más adelante, la Anglo efectuósísmica en el área y definió una estructura ubicada inmediatamentehacia el sur del pozo Oglan, que se probó positivamente con el pozoexploratorio Oglan A-I, produciéndose el descubrimiento del campo decrudo pesado Oglan.

En la parte baja de la cuenca, algo más al este del sistema de fallasdel Frente de Empuje que separa la Depresión Pastaza del resto de laCuenca, la Shell perforó el pozo Villano 1 en la estructura del mismonombre, convirtiéndose en el hecho más curioso de toda la etapa previa

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a la confirmación de la cuenca Oriente como petrolífera ya que, laShell suspendió la perforación del pozo a pocas decenas de pies, antesde alcanzar las areniscas Hollín, que fueron probadas recién en 1992por la compañía AGIP con el pozo Villano 2, que encontró crudo endicha arenisca, descubriendo el gran campo Villano con una acumulaciónde crudo de 755 millones de barriles de petróleo en sitio, y reservasde alrededor de 160 millones de barriles, que lo ubican entre losgrandes campos de la cuenca, por lo que estuvo a un paso de habercambiado la historia petrolera de la cuenca.

Habrá que hurgar los archivos que se preservan, para definir lascausas reales del porque del abandono del pozo tan cerca de alcanzarlas mejores areniscas con propiedades de reservorio. ¿Será verdaderala versión que circula entre algunos de los obreros y empleados de laShell que aun sobreviven, y de sus familiares, acerca de que la Shellsi descubrió petróleo en la cuenca?

1. 3. 2. La exploración del eje Yasuní-Lorochachi

La Shell se aventuró también en la parte más oriental del territorioecuatoriano de la Cuenca Oriente, avanzando hasta las cercanías de lapoblaci6n de Nuevo Rocafuerte, en una real proeza logística y técnicapara esos tiempos de grandes distancias, sin vías de comunicacióncarrozables, que comuniquen el Oriente con el resto del país, y demedios de transporte aun no muy versátiles.

Los geólogos y geofísicos, junto a topógrafos y obreros, formaron laavanzada, adentrándose en territorios geológicamente desconocidos y engeneral muy poco explorados y temidos en ese entonces, por lapresencia de los huaoranis, fieros defensores de su territorio.

Basándose en el levantamiento gravimétrico, detectaron con seguridaduna anomalía NNE-SSO, y mediante fotografías aéreas, posiblementepudieron definir el lineamiento superficial de la falla Yasuní (quelimita los campos del actual Proyecto ITT). Definieron con ellevantamiento sísmico y con los trabajos de campo, que dicho altocorrespondía a un gran anticlinal fallado, como se describe en elreporte final de la perforación del pozo Tiputini 1, según el que, losgeólogos Parsons y el célebre Goldschmidt (uno de los pioneros de laestratigrafía de la cuenca Oriente, como ya se mencionó) encontraronen el rio Yasuní y al sur en el río Nashino, sendos anticlinalesangostos con el flanco oriental corto y con buzamientoscomparativamente más fuertes que los buzamientos del flancooccidental, lo que correlacionaron con la descripci6n de losresultados sísmicos en los que describen la gran falla regional Yasuníque corta el alto en su flanco este. Sobre la base de los mapasgeo1ógicos generados por los geólogos antes nombrados, y de los mapasresultantes de la campaña sísmica efectuada en la zona, la Shelldetermina la extensión del "trend" Yasuní-Lorocachi entre el rioAguarico al norte y el río Curaray al sur, definiéndole como unaestructura fallada en el lado este.

El pozo Tiputini-l, como indica la Shell en uno de sus reportes, fueprogramado como un pozo estratigráfico para empatar la estratigrafía aencontrarse con la sísmica. La ubicación de dicho pozo fueseleccionada“... 100 m al este del punto de disparo 4005 de la línea sísmica I-I,porque el punto estaba situado justo al oeste de la falla antesmencionada en el lado levantado, y porque este punto tenia la granventaja de estar situado cerca del banco del rio Napo, fácilmenteaccesible para el aeroplano anfibio... “(Dorsman, 1948?). La Shell

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perforó el pozo Tiputini-l entre febrero y julio de 1948, siendoabandonado e1 4 de octubre de ese mismo año. Este pozo, conocidoactualmente como Tiputini Shell-I, se perforó con una torre aero-transportable "Houston" (la misma con la cual se perforaron los pozosMacuma 1 y Vuano 1, ubicados al este del Levantamiento Cutucú) "sobreel Levantamiento Yasuni-Lorocachi... ", como indica el sumario delpozo. Se alcanzó los 5 595 pies de profundidad, y desde los 5 000 piesse cortó núcleo continuo. Lamentablemente, todo este material hadesaparecido al presente, perdiéndose invalorable informaci6n. Estepozo produjo 836 BAPD y 4 BPPD de petróleo extra pesado (11,1° API, de0,9922 de gravedad específica a 60° F). El análisis de los registrosde pozo muestra que la arenisca Tena Basal está totalmente saturada decrudo, por la que la compañía Shell pasa a ser la primera compañía endescubrir crudo en un pozo de la cuenca Oriente, dentro de lo que hoyse conoce como Proyecto ITT (Ishpingo, Tambococha y Tiputini), si bienen cantidades no comerciales, mientras que las demás areniscas solopresentaron trazas de crudo.

La campaña sísmica, desarrollada posteriormente por la compañía Minasy Petróleos en la misma área, demostró que el cierre norte de laestructura Tiputini se encontraba aproximadamente a 1,5 km hacia elsur del sitio donde fue perforado el pozo de Shell, confirmando ademásla existencia de petróleo pesado en dicha estructura.

Lo anterior nos muestra que la exploración de Shell dio resultadospositivos en la estructura Tiputini Shell, si bien el espesorencontrado por el pozo en el reservorio Tena Basal fue de algo más de30', pero debido a la lejanía, a las dificultades logísticas y altoscostos, sumado al poco atractivo del crudo por su bajo grado API, laShell no continuó su tarea exploratoria en el gran alto estructural alque llamaron "Lorocachi-Yasuni trend".

Esta compañía, como hemos visto, estuvo realmente muy cerca de haberinaugurado con anticipaci6n la historia del país como productor decrudo.

En 1948, la Shell devuelve al Estado parte de su concesión, al nohaber descubierto acumulaciones comerciales de crudo, abandonandodefinitivamente el país a inicios de 1949. Posteriormente, Galo PlazoLasso, uno de los mejores presidentes ecuatorianos, basado en estosesfuerzos exploratorios aparentemente infructuosos en cuanto adescubrimientos, pronuncia la célebre frase: "El Oriente es un mito.El destino ha querido que no seamos un país petrolero sino agrícola".

1. 4. Otras compañías obtienen concesiones

En 1948, se adjudica una concesión de cuatro millones de hectáreas alconsorcio Standar Oil (Esso), que curiosamente no realiz6 ningúntrabajo exploratorio en el área asignada. En 1957, la LeonardExploration recibe una nueva concesión luego de que la anterior fuecancelada en 1937. En 1961, la compañía Minas y Petróleos del Ecuadorobtiene una concesión de 4'350 mil has, por un plaza de hasta 57 años.Como veremos más adelante, esta última compañía tuvo una fuerteincidencia en la etapa siguiente.

2. ETAPA DE LOS GRANDES DESCUBRIMIENTOS (CONFIRMACION DEL CARÁCTERPETROLIFERO DE LA CUENCA): 1966-1973

Como su nombre lo indica, es la etapa cumbre en la historia de laexploración petrolera de la Cuenca Oriente, ya que en ella se confirmasu carácter petrolífero. Esta etapa se extiende des de mediados de los

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sesenta hasta inicios de los setenta, y está marcada por el "boom”petrolero ecuatoriano, caracterizado por los descubrimientos de losmayores campos de la cuenca y por ende por la mayor incorporaci6n dereservas en toda la historia.

Este hecho produce un quiebre en la historia del país, que de prontose convierte en el poseedor de una inmensa riqueza, de relativa fácilasimilación y de grandes flujos de capital, que rompe los esquemas deun país pobre, con pocos ingresos, dueño de una estructura agrícolatradicional con una muy incipiente industria.

El papel estelar en esta etapa le correspondió al Consorcio Texaco-Gulf, que desarrollo una febril actividad exploratoria, acelerada aunmas luego del descubrimiento del campo Lago Agrio, cuyas huellascambian para siempre el frágil entorno ambiental y social de laAmazonía al atraer a miles de colonos que prácticamente liquidan laselva primaria en torno a los grandes centros petroleros Lago Agrio,Sacha, Shushufindi y Coca.

2. 1. La Texaco descubre petróleo en la vedna cuenca de Putumayo

La Texaco Petroleum Co., con anterioridad a su incursión en la CuencaOriente, efectuó tareas exploratorias en la colindante cuencacolombiana de Putumayo, especialmente en el piedemonte, dentro de unagran concesi6n de 1 '600 mil has. Como resultado, con la perforacióndel pozo exploratorio Orito 1 en 1963, del que obtuvo una producciónde 1,411 bpd de un crudo de excelente calidad (37° API), confirm6 quela cuenca Putumayo era una cuenca petrolífera.

Los estudios regionales, sustentados en el conocimiento acumulado dela Cuenca Oriente como efecto de los trabajos exploratorios de laetapa anterior, permite a los geólogos de Texaco definir la similitudgeológica entre la Cuenca de Putumayo y la Cuenca Oriente, cuyaestratigrafía, tectonismo y geología del petró1eo develados por lostrabajos de la Shell son similares, siendo comunes a las dos cuencaslas potenciales rocas madre cretácicas representada por calizas ylutitas negras ricas en materia orgánica, los reservorios cretácicos ylas edades de formación de las trampas estructurales, todo en el marcode una evolución histórica paralela marcada por el desarrollo de lavecina Cordillera de los Andes y el aporte detrítico del cratónGuayanés al este en el tiempo cretácico. Todo esto lleva a losgeólogos de Texaco a proponer a sus ejecutivos extender la exploraci6nen direcci6n sur.

2. 2. Texaco incursiona en la Cuenca Oriente

En 1961, Minas y Petró1eos, sin contar con el aval del gobiernoecuatoriano traspasa al Consorcio Texaco Gulf un área de 650 000 hasque eran parte de su concesión, mediante un contrato privadoautorizado con Acuerdo Ministerial en diciembre del mismo año.

En 1964, el Estado ecuatoriano entregó al consorcio integrado porTexaco y Gulf un área de aproximadamente un mi1lón cuatrocientas milhas, por un periodo de hasta 58 años. Texaco, como operadora delConsorcio Texaco-Gulf, inicia su tarea exploratoria en la CuencaOriente, con compañías de geología de campo a lo largo de toda la zonaSubandina, que consistían en mapeo geológico con levantamiento decolumnas estratigráficas, las que estuvieron a cargo de los geólogosB. D. Fasset, F. S. Sturn y J. B. Taylor entre los principales. Dichostrabajos le permiten detectar, entre otras, los anticlinales Bermejo yPayamino (estructura ubicada al este del levantamiento Napo, que no es

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precisamente la estructura del campo Coca-Payammo situada hacia elcentro oeste de la cuenca) dentro del Subandino. Desarro1ló ademásgrandes compañas de registro sísmico, 7 000 millas de aero-magnetometría y 17 680 millas cuadradas de aerofotografía.

2. 2. 1. El pozo Lago Agrio 1

Como resultado de la interpretación sísmica, la operadora Texacodetecta varias estructuras, siendo Lago Agrio, Sacha, Shushufindi,Auca y Cononaco las de mayores dimensiones. Entre todas, se priorizala perforación de la estructura Lago Agrio, y se ubica el pozo LagoAgrio 1 el 7 de noviembre de 1966, a 15,3 km del campamento base deSta. Cecilia en dirección N 75°. Esta ubicación fue definida, segúnindica un reporte del geólogo J.l. Taylor Jr., por R. D Hall en elflanco oeste de la estructura, determinada sobre la base de un mapasísmico (“··· contorneado a un probable horizonte de caliza Napa quemuestra la cresta de la estructura algo más hacia el Sur... "). Dichaubicación fue cambiada hacia una posición estructuralmente más alta en20' y por razones logísticas, según el informe antes indicado, en 350m hacia el Sur. En el programa de perforación se define como objetivoprimario la Formación Hollín, y como objetivos secundarios lasareniscas y calizas Napo, y los conglomerados Tiyuyacu.

EI pozo Lago Agrio 1 se perforó entre febrero y abril de 1967 con unatorre helitransportable. Alcanzó los 10 175' de profundidad y produjoaflujo natural 2 955 BPPD de 29° API de la Formación Hollín. Estedescubrimiento confirmó el potencial petrolífero de la Cuenca Oriente,ya vislumbrado por la Shell con los resultados del pozo Tiputini 1, ymarcó el inicio de una agresiva etapa de exploración que culminó enlos años siguientes con el descubrimiento de los más grandes campos dela cuenca.

EI pozo Lago Agrio 1 produjo, hasta el 2003, alrededor de 9 millones600 mil barriles, de los cuales el 99% del crudo proviene de laarenisca Hollín y el resto de "Zona Napo", como consta, sinespecificar a cuales reservorios engloba dicha zona, en los reportesde producción de Texaco de julio de 1975, fecha en la que se realizóla última prueba en la zona "Napo" sin obtener producción alguna. Lasúltimas pruebas realizadas en este pozo, en el año 2003, arrojaronalrededor de 60 BPPD, lo que indica que el mismo está a punto de sercerrado y con él, el capitulo más importante de la historia petroleraecuatoriana, ya que está agotando su capacidad productiva en una épocaen que los grandes campos muestran ya un debilitamiento de supotencial productivo reflejado en sus curvas declinantes deproducción.

ANO CAMPOS1967 LAGO AGRIO 1

BERMEJON 1CHARAPA-l

1968 PARAHUACU 1ATACAPII

1969 SHUSHUFINDI 1SACHA 1DURENO 1

1970 AUCA 1YUCA 1COCA 1

1971 PUCUNA 11972 CUYABENO 1

TORO 1

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CONONACO11973 CULEBRA 1

Tabla 1: Los mayores descubrimientos del Consorcio Texaco-Gulf

2. 2. 2. Los grandes descubrimientos.

Una vez confirmada la Cuenca Oriente como un sistema petrolíferoactivo, y sobre la base de la información sísmica registrada, elConsorcio Texaco-Gulf y posteriormente el Consorcio Cepe-Texacodesarrollan una intensa campaña de perforación exploratoria entre losaños 1967 y 1973, marcándose el pico histórico de reservasincorporadas en la cuenca, con alrededor de 4 000 millones de barrilesque representan cerca del 50% de las reservas descubiertas en laCuenca Oriente hasta el 2002, reservas que se acumulan en 16 campos(tabla 1), entre los que están tres de los cinco mayores campos enproducci6n de la cuenca: Shushufindi, Sacha y Auca. 1969 pasó aconstituir el año de mayor incorporación de reservas en toda lahistoria de la exploración petrolera, con 2 800 millones de barriles,que constituyen la tercera parte de todas las reservas descubiertashasta el presente (fig. 1).

2. 3. Otras compañías exploran la cuenca

Como veremos a continuaci6n, a más del Consorcio Texaco-Gulf, otrascompañías exploraron la cuenca en este período, realizando importantesdescubrimientos, algunos de los cuales, por su lejanía o porque lainformación sísmica de ese tiempo les mostraba como estructuras máspequeñas de lo que realmente resultaron ser, no fueron desarrolladosya que se les consideró no viables económicamente para las condicionesdel mercado de crudo a esa época. Tal es el caso de los campos Yuturi,Tivacuno, Pañacocha.

2. 3. 1. EI Consorcio World Ventures operador de Minas y Petróleos delEcuador S. A.

Minas y Petró1eos,compañía representada por el austriaco HowardStrouth, obtuvo en 1961 una concesión gigantesca de alrededor de 4 350000 has por un periodo de 57 años, en condiciones totalmente adversaspara el Estado ecuatoriano, al ser autorizado para que, por su cuentay riesgo pueda efectuar traspasos, asociarse o vender todo o parte desu concesión.

Este ciudadano austriaco suscribe en 1965 un contrato privado detraspaso de alrededor de 650 000 has de su concesión a TexacoEcuadorian Petroleum y Gulf, asegurándose, durante toda la vida de losyacimientos que se descubriesen, el pago de regalías. En ese mismoaño, Minas y Petró1eos devuelve gran parte de la concesión, reteniendopara sí unas 650 000 has. Posteriormente, adquiere la concesión Yasuníal este de la cuenca, en donde como vimos anteriormente, la Shelldesarrolló trabajos exploratorios y la perforación del pozo TiputiniShell 1, con lo cual el área a cargo de Minas Petró1eos llegó a ser de840 000 has.

Los trabajos sísmicos se iniciaron en noviembre de 1968, registrandohasta 1972 un total de 1 650 km, cuya interpretación le permite aMinas y Petró1eos definir cuatro estructuras que resultaronproductivas. En 1970, perfora el pozo Tiputini Minas -1, al sur delpozo perforado en 1948 por la Shell, en la parte más oriental de lacuenca y situado en el punto de disparo 5012 de la línea L-7, junto alrío Tiputini, el que alcanzó 5 340 pies de profundidad y produjo 228

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BPPD de 15º API provenientes del yacimiento Ml, con lo que descubre elcampo Tiputini. En 1970, perfora dos pozos: el Tivacuno 1

GRAFICO

Volúmenes anuales de reservas descubiertas en la Cuenca Oriente

descubridor del campo de igual nombre, actualmente en producción yoperado por Repsol- YPF, y el pozo Pompeya 1, seco, ubicado en elcentro de la cuenca, al sur del campo Shushufindi, en la margenderecha del río Napo. En 1971, descubre el pequeño campo Primavera,situado al SE del campo Sacha, junto a la margen derecha del rio Napo,y, finalmente en 1972, el pozo exploratorio Yuturi 1 encuentra crudocon lo que se descubre el campo Yuturi, ubicado en el centro-este dela cuenca, conocido actualmente como campo unificado Edén- Yuturi,operado por la Cia. Occidental, el mismo que está entre los diezmayores campos de la cuenca. Lo anterior muestra que el aporte denuevas reservas descubiertas por esta compañía fue real menteimportante.

2. 3. 2. Anglo Ecuadorian Oilfields

La compañía Anglo E. 0., obtuvo en 1966 una gran concesión que seextendía transversalmente formando una franja latitudinal a lo anchode la parte central de la cuenca. En 1968 inicia trabajos de campo enla zona Subandina, en las áreas de Baeza, río Topo, Tena y en lacordillera de Cutucú, quedando como resultado algunos aportes al

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conocimiento estratigráfico de la cuenca. Anglo efectuó ademáslevantamientos aero-magnetométricos, aero-fotogramétricos y de radarlateral sobre toda el área del contrato.

Entre 1967 y 1973, registró 6730 km de líneas sísmicas, que lepermiten detectar 10 estructuras que fueron probadas con perforaciónexploratoria: tres con resultados positivos: Oglan A-I, situado en laDepresión Pastaza del Subandino, Tiguino 1 en el centro de la cuenca yNashino 1 al este de la cuenca. Las otras siete estructuras resultaronsecas y son de Este a Oeste: Autapi y Guallino situadas al sur delcampo Oglan, en la Depresión Pastaza, Toro 1, Aguila 1, Guayusa 1, enel centro, centro sur de la cuenca, Marañacu 1, Y Cancrio 1 al este dela cuenca.

2. 3. 3. Grace Oil & Minerals

En 1968, da inicio a su actividad exploratoria. Entre 1971 y 1972,perfora los pozos Pañacocha 1 descubridor y el Tangay 1 seco, ubicadosen el Centro Oriente de la cuenca. Posteriormente, Sun Oil Co. tomó acargo las operaciones en la concesi6n de Grace Oil, y perforó el pozoSn. Roque 1, que presentó sólo trazas de crudo. Finalmente, Cepco Cityperforó el pozo Lilian 1, seco, ubicado muy cerca al límite sur delcampo VHR.

Esta compañía oper6 en una concesi6n en la zona suroriental de lacuenca, la más alejada de toda infraestructura a esa época y aun en laactualidad, en donde registró 1 650 km de líneas sísmicas, cuyainterpretaci6n le permiti6 definir dos estructuras probadas con laperforaci6n del pozo Conambo 1, que resultó productivo, y el Bobonaza1, seco.

3. ETAPA INTERMEDIA DE PREDOMINIO DE LA EMPRESA ESTATAL: 1972-1982

Esta etapa, posterior a la seguidilla de grandes descubrimientos,puede ser calificada de intermedia, ya que la cuenca aun contaba conun potencial exploratorio remanente, derivado de la existencia devastas áreas con limitada y nula cobertura exploratoria, especialmenteal este, centro, centro-este y sur-suroeste de la cuenca, habiéndolecorrespondido a la joven empresa estatal CEPE ser la protagonista casiexclusiva de la exploraci6n en esta etapa de la historia de la cuenca,

Con la toma del poder por parte de la Junta Militar de Gobierno,encabezada por el Gral. Guillermo Rodríguez Lara, cambia el manejo dela política hidrocarburífera ecuatoriana, al producirse en el mes dejunio de 1972 dos hechos fundamentales: la expedici6n de la Ley deHidrocarburos y, la creaci6n de la Corparaci6n Estatal PetroleraEcuatoriana (CEPE).

En la Ley de Hidrocarburos, se establecen dos nuevas modalidadescontractuales: 1) de Prestación de Servicios, de Exploración yExplotaci6n de Yacimientos Hidrocarburífero y Explotación de Petróleo;2) de Asociación para Exploración de Yacimientos Hidrocarburíferos yExplotación de Petróleo. Son dos hechos históricos fundamentales, querespondan a la reacción de los Estados ante el gigantesco poder de lasgrandes empresas petroleras internacionales, tendiente a ejercer unasoberanía efectiva mediante la capacidad de desarrollar tareasempresariales en las diferentes fases de una industria de altísimarentabilidad, y al mismo tiempo establecer marcos jurídicos queaseguren un mayor equilibrio jurídico y econ6mico entre dichasempresas y el estado.

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3. 1. Compañías extranjeras en tareas de exploración

Junto a la Estatal Petrolera, tres compañías exploran varias áreas dela cuenca, pero solo una de ellas, Cayman, obtiene resultadospositivos que dieron lugar a que dicho bloque sea actualmente de losmás productivos entre los operados por las empresas extranjeras.

3. 1. 1. Cayman

En octubre de 1973, se cambia de la modalidad de concesión, con la quevenía operando, a un contrato de asociación. Cayman continúa comooperadora de un consorcio en el que además participan City Investing ySouthern Union Production Co. En el área asignada, situada en el NNEde la cuenca, registró un total de 600 km de líneas sísmicas, con lasque detectó seis estructuras que fueron probadas entre 1972 y 1973 conlos pozos Fanny 1, Tarapoa 1, Mariann 1, Joan 1 y Vinita 1, conresultados positivos, mientras que el pozo Margaret 1 fue seco. Enmayo de 1976, Cayman es autorizada a retirarse del consorcio, y enjunio de ese mismo año, las dos compañías que continúan en elconsorcio designan a la Cia. SUPCO como nueva operadora. Finalmente,en mayo de 1977, Southern Union se retira del consorcio.

3.1.2. OKC

A partir de noviembre de 1973, la corporación petrolera OKC, medianteun contrato de asociación, obtiene un área de 291,150 has en e1 NNO de1a cuenca, a1 E y SE del campo Bermejo, en donde efectuó 280 km delíneas sísmicas, cuya interpretación le permitió perforar los pozosCaja 1, Ochenta 1, Camino 1 y Pusino 1 sin éxito. En mayo de 1976,devue1ve parte de su concesión y se queda con un área de 99396 has.

3. 1. 3. Yacimientos Petrolíferos Fiscales de Argentina (YPF)

En enero de 1975, suscribe un contrato de asociación para exploraciónen 1a Amazonia, en un área ubicada en el centro sur de 1a cuencaamazónica, a1 SSE del campo Tiguino, en donde registra 770 km desísmica 2D, en base a cuya interpretación en 1977 perfora con éxito e1pozo Curaray X-I y los pozos Entre Ríos X-I y Balata X-I queresultaron secos.

3. 2. La exploración desarrollada por CEPE

El 22 de junio de 1972, es creada la Corporación Estatal PetroleraEcuatoriana CEPE, la misma que entra a participar en la producción decrudo, al comprar el total de 1as acciones de Gulf en el ConsorcioTexaco-Gulf, equiva1entes al 62,5%. Inicialmente, enjulio de 1974,adquiere e125% y en enero de 1976 adquiere el restante 37,5%, con 10que Gulf quedo fuera del consorcio CEPE- Texaco, constituido por CEPEcomo socio mayoritario, continuando Texaco como la empresa operadora.

CEPE juega en esta etapa exploratoria un rol predominante, y suaccionar abarca casi toda la cuenca con geología de campo a 10 largode todo e1 Subandino, 54 000 km2 de radar que cubre toda la zonaSubandina, sísmica 2D y perforación exploratoria.

En mayo de 1975, CEPE inicia la perforación de su primer pozo llamado18BB1, para probar la estructura compartida con CEPCO, llamadaactualmente Fanny 18B, obteniendo resultados positivos.

En enero de 1976, la empresa estatal inicia trabajos de prospecciónsísmica. En 1978, centra su actividad exploratoria en el centro de la

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cuenca, al este del campo Auca, en donde perfora el pozo Shiripuno 1,que pasa a constituirse en su primer pozo exploratorio, con el quedescubre el campo del mismo nombre con una modesta acumulación decrudo (alrededor de 2,5 mmbls). En 1978, algo más al sur, descubre unnuevo campo al obtener resultados positivos en las pruebas del pozoShiripuno Centro 1.

En 1980, entra en ejecución la fase de perforación del ProyectoPungarayacu, nombre tomado de un rio de la zona, cuya traducción delquechua es Pungara (brea) y yacu (rio). El Proyecto fue creado con elfin de definir el potencial de esta gigante acumulación de crudo extrapesado (la mayor de la cuenca), ubicada en el Subandino entre lacordillera de Guacamayos al norte y Puerto Napo al sur, que constituyeuna zona de manaderos y amplios afloramientos de las areniscas de laFormación Hollín en su mayor parte saturada de brea, la misma que eraconocida ancestralmente por 10s indígenas de la zona. El Proyectodefine dos acciones básicas: el mapeo geológico con levantamiento decolumnas a 10 largo de los ríos y quebradas y, la perforación de 26pozos de cateo con muestreo continuo de núcleos, siendo su profundidadentre 377 y 1 239'. Como resultado, se cuantifica el volumen depetró1eo en sitio en alrededor de 7 mil millones de barriles, cifraque fue reajustada con posterioridad en un estudio conjunto entre ArcoOriente y Petroecuador a un valor aproximado de 4 mil millones.

En este mismo año, CEPE Logra el mayor éxito de su historia con eldescubrimiento del campo Libertador, el tercero entre los mayorescampos en producción, solo superado por Los gigantes Sacha yShushufindi, al obtener resultados positivos del pozo Secoya 1. Sinembargo, solo tiempo después se supo que dicho pozo descubri6 no elcampo Secoya sino el gran campo Libertador, ya que inicialmente, seconsideraba que las estructuras productivas Secoya, Shushuqui, Shuaray Pacayacu constituían campos independientes, pero en 1983, con laperforaci6n del pozo Guarumo 1, rebautizado posteriormente comoPichincha 1, se integró a las mismas en un gran campo, cuyo nombre esun homenaje al Libertador Sim6n Bolívar.

Se debe destacar el hecho de la puesta en producción de los campos deCEPE, como un hecho de trascendencia hist6rica, ya que por primeravez, un equipo de directivos, apoyados por técnicos y obrerosnacionales, pudo extraer crudo del subsuelo de campos descubiertos poresfuerzo propio como fue el caso de los campos Libertador, VHR,Frontera, Paraíso, y campos descubiertos por compañías extranjeraspero devueltos al Estado como son los casos entre otros de Cuyabeno,Bermejo, Charapa, Tiguino, inaugurando toda una época de la industriapetrolera nacional.

4. ETAPA EN LA QUE LA CUENCA ALCANZA UN ALTO GRADO DE MADUREZEXPLORATORIA

En esta etapa, la Cuenca Oriente es intensamente explorada en casitoda su extensi6n, quedando aun en una etapa de relativa inmadurezexploratoria las áreas sur, sureste y suroeste de la cuenca. CEPE,posteriormente Petroproducci6n (Filial de Petroecuador), desarrollauna amplia actividad de registro sísmico y perforación exploratoria,al igual que las compañías privadas que ingresan nuevamente con fuerzaen la tare a de exploraci6n a través de contratos de Prestaci6n deServicios de Exploraci6n y Producci6n.

4. 1. CEPE continúa su actividad exploratoria

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En 1982, CEPE orienta su esfuerzo exploratorio al suroriente de lacuenca, a una zona adyacente a la frontera con el Perú, totalmentealejada de la infraestructura petrolera. Allí desarrolló una campañasísmica, sobre la base de cuya interpretaci6n define cuatroestructuras: Amazonas, perforada en ese mismo año, Marañón, Huito,Balsaura perforadas al año siguiente y Shionayacu en 1984. Todasfueron probadas con pozos perforados a través de una torrehelitransportable, única forma de acceder a esta zona, que como seindic6 es muy distante y cubierta completamente por selva virgen. Eltotal de petró1eo en sitio descubierto fue de alrededor de 300millones de barriles y las reservas del orden de los 40 millones debarriles.

En 1984, CEPE se plantea el reto de desarrollar exploración de altoriesgo en el "play" potencial más profundo de la cuenca, constituidopor las capas situ ad as bajo los sedimentos cretácicos, generalmenteagrupadas bajo el nombre de Precretácico, basado en dos premisas: launa que la Formación Santiago constituye una potencial roca madre quepudo haber generado crudo, y la segunda, que existe un gran anticlinalsituado bajo el campo Sacha con potencial de trampa. El riesgogeológico estaba en la existencia o no de rocas reservorio, y en lapresencia de una roca madre activa. Para probar el anticlinal antesmencionado, se perforo el pozo Sacha Profundo 1, que llego hastasedimentos de la Formación Pumbuiza del Paleozoico, constituyéndose enel pozo más profundo perforado en la cuenca, y en el primero y únicoesfuerzo serio orientado a investigar los estratos paleozoicos yjurasicos, que actualmente constituyen el basamento económico de lacuenca. No se encontró ninguna roca reservorio y el pozo fue seco enlos niveles pre cretácicos.

En los años siguientes, CEPE vuelve a explorar los niveles cretácicostradicionales en áreas con infraestructura desarrollada. En 1987,descubre los campos Paraíso con 55 millones de barriles de reservas yFrontera con 32 millones. En 1988, realiza su último descubrimientocomo CEPE al encontrar crudo en el campo Cantagallo con 34 millones debarriles de reservas, rebautizado luego como VHR en homenaje póstumo aVíctor Hugo Ruales, ejecutivo de la compañía quien fue uno de losartífices de la puesta en producción de los primeros campos de laestatal petrolera.

4. 2. Nace Petroecuador y toma la posta de CEPE

En septiembre de 1989 se crea Petroecuador en reemplazo de CEPE contres filiales permanentes, correspondiendo a la filial Petroproduccionlas tareas de exploración y producción. Además, se constituye lafilial temporal Petroamazonas para que sea la operadora del consorcioCepe-Texaco en representación del Estado Ecuatoriano. El 7 de junio de1993, mediante decreto 851, se dispone la fusión de Petroamazonas aPetroproducci6n, arrancando dicho proceso en octubre del mismo ano.

En 1990, Petroecuador inicia tareas de perforación exploratoria, comoresultado de 10 cual, descubre el campo Chanange, catalogado dentro delos marginales con un pequeño monto de reservas de alrededor de 2,5millones de barriles. Por su parte, Petroamazonas descubre en 1991 loscampos Pindo y Palanda.

En 1992 Petroecuador descubre el campo 1shpingo, el tercero y últimogigante descubierto hasta la fecha en la cuenca, completando al añosiguiente la exploraci6n del Levantamiento Yasuni con eldescubrimiento del campo Tambococha, los que junto al campo Tiputini,descubierto por Tiputini Minas en 1972, acumulan un monto de reservas

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que bordea 10s mil millones de barriles de crudo pesado de 12 a 16,5°API.

Con este último descubrimiento, la empresa estatal se confirma como laempresa de mayor éxito exploratorio luego del consorcio Texaco-Gulf,con CEPE como descubridora del campo Libertador, el cuarto de lacuenca en 1980 y, Petroecuador con el campo Ishpingo en el 92. Estosdos hechos destacan el rol exploratorio protagónico de la vapuleadaempresa estatal, cuyo record de descubrimientos reivindica totalmentela necesidad de su continuidad a través de una reforma estructural quele dé categoría empresarial.

Entre los años de 1992 y 1995, descubre 7 campos de pequeñasdimensiones: Auca Este en 1992, Conga en 1993, Biguno, Peña Blanca yConga Sur en 1994, Huachito y Armadillo en 1995. El pozo Paujill,perforado luego del pozo Tambococha, resultó seco.

En 1997, Petroecuador descubre el campo Huamayacu con la perforaci6ndel pozo Huamayacu 1, el último pozo exploratorio perforado porPetroecuador a través de su filial Petroproducci6n. Este campo, ennoviembre de 1999, fue redenominado como campo MDC por el Directoriode Petroproducci6n, en homenaje póstumo a Mauro Dávalos Cordero, exejecutivo de CEPE, otro de los ejecutivos artífices de laincorporación a la producción de los primeros campos de laCorporación, y profesional destacado en la defensa de la empresaestatal.

Desde esa fecha, hasta inicios de 2004, Petroecuador a través de sufilial Petroproducci6n no ha perforado ningún pozo exploratorioadicional. Aparte de la escasa disponibilidad de torres deperforación, no ha contado con prospectos de dimensiones importantesy, los prospectos remanentes inventariados son de alto riesgo por suspequeñas dimensiones, ya que pueden desaparecer fácilmente si hayproblemas con las velocidades utilizadas, además por sus pequeñasdimensiones tienen el riesgo de que una vez puestos en producción, encaso de ser petrolíferos, pueden inundarse fácilmente, debido a que lacolumna de crudo es pequeña y el empuje de fondo del agua de formaciónes muy fuerte, como muestran experiencias anteriores.

4. 3. Los contratos para exploración y explotación de hidrocarburos

En agosto de 1982, se abre nuevamente la posibilidad de que compañíasextranjeras entren a compartir con CEPE la actividad exploratoria enla Cuenca Oriente, al legislarse una nueva modalidad contractual a laque se le llama de Prestación de Servicios para la Exploración yExplotación de Hidrocarburos, expedido por el Congreso Nacionalmediante una ley reformatoria a la Ley de Hidrocarburos. Estecontrato, que en su aplicación ha sido severamente cuestionado,consistía en que la compañía contratada prestaba sus servicios durantelas etapas de exploración y explotación, y recibía a cambio elreembolso de costos y gastos mas una tasa de servicio. En la práctica,debido a que se declaró la comercialidad para campos marginales y seprivilegió los pagos a la compañía, el Estado que quedaba al final delreparto recibió montos mucho menores que los inicialmente concertados.

En noviembre de 1993, se promulga la ley No. 44, que introduce elContrato de Participaci6n para la Exploración y Explotación deHidrocarburos en la Ley de Hidrocarburos, según el cual, el estadorecibe un porcentaje fijo de participación de la producción de crudo,que generalmente varía en función de los volúmenes diarios producidos.

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Con esta nueva modalidad contractual, se buscaba evitar la experienciadel modelo anterior.

4. 4. Las rondas petroleras y la adjudicación de bloques a lasempresas privadas

Entre 1983 y 1995, se efectuaron ocho Rondas de LicitaciónInternacional para la Exploración y Explotación de Hidrocarburos en laCuenca Oriente. Se convocó la Primera en junio de 1983 y la Segunda enfebrero de 1985. En los meses de mayo y agosto de 1986, se convocaronla Tercera y Cuarta Rondas, esta ultima dedicada exclusivamente aempresas estatales. En junio de 1987, se convocó1a Quinta RondaPetrolera, la Sexta en enero de 1990, la Séptima en enero de 1994, yfinalmente la Octava Ronda en junio de 1995. En el presente año, seconvocó la Novena Ronda.

El Bloque 15 es adjudicado en enero de 1985 a la compañía Occidental,bajo la modalidad de Prestaci6n de Servicios, cambiándose en mayo de1999 a un contrato de participaci6n. En 1985, esta compañía, sobre labase de la interpretación de la sísmica registrada, inicia lostrabajos de perforaci6n exploratoria con el pozo Palmeras 1, queresultó seco. Al año siguiente, perfora el Pozo Indillana-Itaya 1, conel que descubre el llamado Complejo Indillana. En 1996, perfora elpozo Edén 1, aprobado por la Dirección Nacional de Hidrocarburos comopozo exploratorio en el flanco noroeste del campo Yuturi, yadescubierto por Minas y Petr61eos en 1972 y que es un campo compartidocon Petroecuador. En el año 2000, reinicia la perforaci6nexploratoria, descubriendo el complejo Yanaquincha.

En abril del 85, se adjudica el Bloque 8 al consorcio Esso-Hispanoil,el que fue abandonado en febrero de 1993, al no haberse descubiertoacumulaciones comerciales de crudo.

EI Bloque 7 es adjudicado en diciembre de 1985 a British Petroleum(BP), que en 1986 descubre el campo Payamino, que posteriormente pas6a integrar el campo unificado Coca-Payamino, compartido con CEPE. En1987, descubre el pequeño campo Jaguar y en 1988 el campo Oso. BritishPetroleum, en setiembre de 1990, transfiere la totalidad de susderechos a Oryx Ecuador Energy, la que descubre dos pequeños campos:Mono en 1988 y Lobo en 1989. En marzo del 2000, Oryx firma un contratode participaci6n en reemplazo del original, que era de prestación deservicios. Posteriormente, esta compañía transfirió sus acciones aKerr MacGee, la que a su vez cedió sus acciones a la compañía PerencoEcuador Ltd., que es la operadora actual.

EI Bloque 16 se adjudica en enero de 1986 al consorcio ConocoDiamod-Opic. Conoco, como operadora, descubrió los campos Amo en 1987, Daimiy Ginta en 1988 e Iro en 1989. Posteriormente, Conoco transfirió latotalidad de sus derechos y obligaciones a favor de Maxus. En elsegundo semestre de 1996, se negoci6 el cambio del contrato deprestaci6n de servicios por otro de participaci6n. Con posterioridad,Maxus vendió su participaci6n a YPF, la que descubri610s campos Dabo yWati en 1999. Posteriormente, YPF fue adquirida por Repsol, pasando aformar la empresa Repsol- YPF, actualmente a cargo de la operaci6n delBloque.

EI Bloque 14 se adjudica en abril de 1987 al consorcio ElfAquitaineYPF. Posteriormente, el bloque fue cedido a Elf. Estecontrato se cambió a contrato de participación en mayo de 1999. ElfAquitaine, en 1989, descubre los campos SunkaaWanke-Kupi y Yampuna, yen 1995 el campo Nantu.

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EI Bloque 17 es entregado a Elf- Braspetro- Britoil, en el año de1987. Al igual que en el caso anterior, el bloque fue cedido conposterioridad a Elf, la que en 1991 descubrió el campo Awant y en 1996el campo Hormiguero.

Elf cedió los dos bloques anteriores, 14 y 17, a la compañía Vintage,la que en mayo del 2000 firma un contrato de participación en vez deloriginal de Prestaci6n de Servicios. Esta compañía descubrió el campoTapir en 1998. Vintage, en e12003, cedió sus acciones en el Bloque 14al consorcio EncanEcuador- YPF-Repsol, y en el Bloque 17, al consorcioEncan Ecuador - OPIC.

El Bloque 12 se adjudicó en mayo de 1987 al consorcio TennecoYukong-CSX-Maerck, el que fue revertido al Estado al no haberse descubiertoacumulaciones comerciales de crudo.

El Bloque 9 fue adjudicado en junio de 1987 a Petrocanada, la mismaque en noviembre de ese mismo año, transfiere e1 35 % de suparticipaci6n a las estatales EN AP de Chile y el 15% a ANCAP deUruguay, abandonando finalmente el país en abril de 1993 por la no-comercialidad de sus descubrimientos.

El Bloque 13 es adjudicado mediante contrato de prestación deservicios, en abril de 1988, al consorcio Unocal Ecuador- UnionPacific International Petroleum -Nedlloyd Energy B. V. En diciembre de1989, Unocal y Union Pacific transfieren parte de su participación aKyung Inn Energy Co. Limited. En febrero de 1993, Unocal y sus sociasabandonan el país al no haber descubierto acumulaciones comerciales decrudo en el bloque a su cargo.

En marzo de 1993, Arco Oriente, operadora de un consorcio integradoadicionalmente por AGIP y Denison, firma contrato de prestación deservicios para exploración y explotación de crudo en el Bloque 10.Inicialmente, el bloque fue operado por Arco, la que descubre loscampos Moretococha y Villano, este último, como se dijo anteriormente,estuvo a punto de ser descubierto por la Shell en los años 40. Arco seretiró del consorcio y la operación pasó a cargo de AGIP, que es laactual operadora del único bloque que se administra con un contrato deprestación de servicios.

En 1995, se adjudica un número record de bloques mediante la firma decontratos de participaci6n: en enero, con el consorcio Santa FeEnergy-Nippon Oil-Pedco-Korea Petroleum-Yukong, para la exploración yproducción del Bloque 11, el que fue transferido luego a Lumbaqui Oil,que en 2001, descubrió un campo muy pequeño llamado Diamante.Actualmente, la empresa china CNPC Internacional (Amazon) Ltd. está acargo de la operaci6n del bloque.

En febrero de 1995, se firma contrato con la empresa Triton EnergyCo., para explorar el Bloque 19, que fue abandonado, por no haberencontrado acumulaciones comerciales de crudo. En marzo del mismo año,se firman tres contratos: con Tripetrol para el Bloque 28, estandoactualmente suspendidas las operaciones; con el consorcio. Oryx -SantaFe Minerals-Clapsa-Sipetrol, para el Bloque 21, en donde actualmentePerenco ha puesto en producci6n el campo Yuralpa; con el consorcioCity-Ramrod para el Bloque 27, en el cual, en 1998, se descubre elpequeño campo Tipishca. Adicionalmente se encontró el campo Huaico.Actualmente, este bloque es operado par City Oriente.

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En diciembre de 1995, se firma el contrato de participaci6n paraexplaraci6n y explotaci6n del Bloque 18 con Amoco. Cayman pasa aoperar este bloque en enero de 1988, descubriendo en dicho año elpequeño campo Pata y en 1999 el campo unificado Palo Azul. Este bloqueestá siendo operado actual mente por Petrobras.

En julio de 1996, se adjudican el Bloque 23 a CGS y el Bloque 31 aPérez Companc. En el Bloque 23, las operaciones están suspendidas porfuerza mayor ante la oposici6n radical de las comunidades indígenas acualquier forma de actividad petrolera, mientras que en el Bloque 31,Pérez Companc, en el año 2000, descubrió los campos de crudos pesadosApaika y Obe. Actualmente, Petrobras es la dueña del bloque luego deque esta empresa adquirió la mayoría de las acciones de Pérez Companc.

En abril de 1998, Arco suscribe un contrato de participación para elBloque 24, el mismo que luego fue adquirido por Burlington. En estebloque, igualmente las operaciones están suspendidas por la oposici6na los trabajos exploratorios por parte de las comunidades del lugar.

5. POTENCIAL EXPLORATORIO REMANENTE

La Cuenca Oriente ha sido explorada ya por algo más de ochenta años, yha entrado en su etapa de madurez, caracterizada por contar concobertura sísmica regional en casi toda su geografía, con unaimportante densidad de perforación exploratoria, lo que sumado a losdatos geológicos obtenidos de los estudios de afloramientos, hapermitido acumular al presente, un importante conocimiento de suestructuraci6n tect6nica, de su arquitectura estratigráfica y de susistema petrolero.

Tras una etapa de exploración infructuosa, desarrollada por la Shellen los años 40, a partir de 1967, se producen en seguidilla losmayores descubrimientos, declinando luego los volúmenes de reservasdescubiertas, para esporádicamente producirse fuertes jalonespositivos, marcados principalmente por el descubrimiento de los camposLibertador y Pungarayacu en 1980, e Ishpingo en 1992. Históricamente,se ha mantenido un margen importante entre producción acumulada yreservas totales descubiertas como se muestra en la figura 2.

Sin embargo, la marcada desaceleración en la incorporación de nuevasreservas, producida en los últimos años, permite prever que enadelante ira reduciéndose el volumen de reservas por desarrollar. Almismo tiempo, se extraerán cada vez mas aceleradamente las reservas decrudos medianos y livianos, aprovechando la gran capacidad detransporte disponible, y la posibilidad de una explotación intensiva,con lo que se irá incrementando el peso de las reservas de crudospesados y extra pesados, que actualmente son de alrededor del 5O% deltotal de reservas remanentes. El desarrollo de estas últimas reservasrequiere de tecnologías más complejas, y de un manejo ambiental muylimpio, al encontrarse la mayoría de las mismas en zonas altamentesensibles, todo lo que volverá más costosa su extracción y transporte,por lo que el país debe preparar una estrategia de mediano y largoplazo, para enfrentar el desarrollo de esas reservas remanentes.

La evolución de la gravedad API de los nuevos crudos a descubrirsemuestra una tendencia al dominio de los crudos pesados, lo que secompagina con las áreas de menor exploración relativa que son laszonas más orientales y meridionales, vecinas a la frontera con Perú,tanto al este como al sur, en donde se acumulan fundamentalmentecrudos pesados.

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GRAFICO

5. Algunas ideas sobre el potencial remanente em prospectostradicionales

La Cuenca Oriente, históricamente, presenta altos índices de éxitoexploratorio, sin embargo, en los últimos años han ido reduciéndose ypor tanto, se ha incrementado el riesgo, 10 que obedece entre otrasrazones a que la exploraci6n se orienta a prospectos cada vez máspequeños, cuyo bajo relieve estructurales vuelve altamente riesgosos,ya que una mínima variaci6n en el cálculo de las velocidades puedehacer que los altos desaparezcan, 0 una vez descubiertos se inundenrápidamente de agua si se tiene un empuje activo de fondo.

Lo anterior se confirma con la evolución del porcentaje de éxitoexploratorio. Entre 1967 y 1976, que es la etapa de los grandesdescubrimientos, anterior al protagonismo de la empresa estatal (quesi bien históricamente se considera hasta 1973, estadísticamente se laextiende hasta 1976, por cuanto recién en 1977 CEPE perfora su primerpozo exploratorio), se perforaron 47 pozos exploratorios, de loscuales, 30 fueron productivos, lo que representa un 64% de éxito.Entre 1977 y 1984, en la etapa a la que hemos denominado de predominioestatal (históricamente considerada hasta 1982 por la apertura alcapital extranjero, pero estadísticamente hasta 1985 ya que en 1986Occidental perfora su primer pozo), se perforaron 24 pozosexploratorios, con un porcentaje de éxito del 67%, por cuanto 16fueron productivos. Finalmente en la etapa de apertura que va hasta laactualidad, son 96 los pozos perforados, 51 de ellos con producci6ncomercial de crudo, 10 que da un porcentaje de éxito del 53%.

La evolución en la dificultad exploratoria se hace más evidente sireducimos el análisis a los últimos años, por ejemplo, durante elúltimo decenio (1993 - 2002), se han perforado 58 pozos exploratorios,de los cuales 24 han sido productivos, cayendo el porcentaje de éxitoexploratorio a1 4l%, mientras que en el último quinquenio (1998-2002),de 35 pozos perforados solo 10 han resultados positivos, con 10 que elporcentaje de éxito exploratorio ha disminuido al 29%.

Asimismo, conforme se incrementa la cobertura exploratoria de lacuenca, la probabilidad de encontrar campos gigantes es mínima, ya quetanto por su gran longitud, de alrededor de 30-40 ki1ómetros, no puedeser ignorado con la malla actual, a menos que hayan casos como el delcampo Libertador, en que varios campos aparentemente independientes seintegren luego durante el desarrollo en uno solo, que parece estambién el caso de Ishpingo, Tambococha y Tiputini, 0 de un campo demenores dimensiones como Culebra- Yulebra-Anaconda, cuanto tambiénporque los gigantes constituyen una absoluta minoría frente al totalde campos descubiertos: el % (Shushufindi, Sacha e Ishpingo).

Los campos de un rango menor (entre 250 y 500 mm de bls.) tienenigualmente grandes dimensiones longitudinales (alrededor de 20 km), loque sigue siendo relativamente fácil de ser detectado con una mallaregional, y en el ámbito de cuenca representan en número apenas e14,9% del total de campos descubiertos. Los que siguen en orden demagnitud (125-250 mmbls) tienen longitudes de alrededor de 10-12 km yrepresentan e1 6,8% del número total de campos de la cuenca. Loscampos con reservas entre 50 y 125 millones si son importantes ya queen número son los segundos (alrededor del 20%).

Los campos que restan por ser descubiertos tendrán en su absolutamayoría reservas de menos de 25 millones de barriles, ya que la

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población de este rango representa e1 52% del total de camposdescubiertos hasta la fecha en la cuenca, seguido por los campos conreservas entre 50 y 125 millones con el 20,4% y los entre 25 y 50millones de barriles con el 13%. Esta tendencia se confirma con lasestadísticas de los últimos 10 Y 5 años que muestran que los camposdescubiertos de menos de 25 millones representan por numero el 67 y el50% respectivamente, seguidos de los campos con reservas entre 50 y125 con 16,7 y 20% respectivamente, mientras que en el últimoquinquenio, se ha descubierto apenas un campo con reservas entre 125 y250 millones de bls. y no ha sido descubierto ningún campo conreservas de más de 250 millones de barriles.

5. 2. Los prospectos no tradicionales

Las trampas estratigráficas tienen un potencial por ser definido. Seha confirmado que aparte de las trampas estructurales existen trampasmixtas, es decir estructurales con un importante componenteestratigráfico que controla la acumulación dentro de la estructura,sin embargo se conoce de un solo caso de trampa netamenteestratigráfica en lo que constituye el campo Fanny.

Probabilidades de entrampamiento estratigráfico existen en el centro ycentro oeste de la cuenca, en donde las facies arenosas de T y U sonreemplazadas par facies marinas, que provocan el deterioro de laspropiedades petrofísicas en dirección oeste. Igualmente en el centro-centro-oeste de la cuenca, los cuerpos arenosos se toman másdiscontinuos. Para el reservorio M 1, una potencial zona deentrampamiento estratigráfico podría ser la franja longitudinal en ellímite occidental del Play Capiron- Tiputini, marcado por ladesaparición lateral de dicha arenisca. Posibilidades adicionalespodrían darse en los onlaps de Hollín superior contra el basamentoeconómico hacia el este de la cuenca siempre y cuando existan buenascondiciones de roca sello y una estructuración adecuada.

Las calizas tienen un potencial menor, ya que la porosidad esmayoritariamente secundaria por fracturas, por 10 que su exploraciónes difícil, al tener que definir zonas propicias para la creación deese tipo de porosidad, requiriéndose de modelos estructurales parapredecir las zonas más aptas (es decir zonas en las que existanfracturas abiertas).

El Preaptense, popularmente conocido como Precretácico, es un nuevo"Play" potencial de alto riesgo, ya que hasta ahora no existe unavaloracion definitiva de las arcillas y calizas Santiago como rocamadre y de la existencia de niveles con potencial de reservorio, yaque la exploración llevada a cabo hasta la fecha muestra que losniveles reservorio están altamente afectados por mineralización quetapona poros y fracturas.

5. 3. Métodos que deberán emplearse en la exploración

La necesidad de investigar los prospectos con entrampamientoestratigráfico obliga a que se piense en una sísmica 3D regional, enestudios regionales de estratigrafía secuencial, utilizando lainformación de pozos y su extrapolación a las secciones con inversiónde la sísmica 3D, 10 que permitirá una definición cualitativamentesuperior de la evolución estratigráfica y sedimentaria en el tiempo, yen el espacio de los principales reservorios, como un medio dedisminuir el riesgo de la exploración de trampas estratigráficas, yhacer más confiable la prognosis del desarrollo de los reservoriosarenosos.

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Otro vacio a ser llenado, son los estudios hidrodinámicos regionales,y modelos de evolución del sistema petrolero Oriente, en el tiempo quelleven a mejorar el conocimiento sobre las avenidas de migraciónsecundaria del crudo.

*Funcionario de Petroproducción

Bibliografía utilizada

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TSCHOPP H. J., 1953 - Oil Exploration in the Oriente Ecuador. AAPGBulletin, pp 2303 a 2347

PROCESO DE REESTRUCTURA PETROECUADOR

Con el gobierno del presidente Rafael Correa Delgado, posesionado el 15 deenero de 2007, se instauran nuevos modelos de gestión desarrollados en basea planificaciones estratégicas que sustentan el accionar en cada sectorenergético del país. La nueva política económica llevada a cabo por elEjecutivo, sustenta su aplicación en el manejo responsable de los recursosnaturales renovables y no renovables.

La nueva dinámica económica busca modificar la visión energética del país,considerar al petróleo como patrimonio y recurso de suma importancia para laeconomía ecuatoriana. Esta nueva línea de gestión busca optimizar laextracción del petróleo, sin olvidar el respeto a la naturaleza y a lascomunidades directamente involucradas por la actividad hidrocarburífera.

Una de las directrices en la política energética del Gobierno, es fortalecer aPetroecuador como eje principal del desarrollo petrolero y remontar su papelestratégico como la mayor empresa del Ecuador.

Para la realización de esta nueva propuesta, el Presidente Rafael CorreaDelgado dispuso que la Armada del Ecuador dirija la empresa estatalPetroecuador desde noviembre de 2007, con el objetivo de reposicionarla en el

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mercado internacional, y mejorar los procesos hidrocarburíferos, que reflejabanel deterioro en las áreas técnicas y administrativas.

El proceso de reestructura duró dos años al mando de la Marina. La capacidadde gestión de la empresa se incrementó, reflejando resultados en la ejecuciónde las inversiones, que en el 2008 llegaron a 1.147 millones USD, es decir un78% y en el 2009 con un 95%. Además se detuvo la baja en la producciónestatal que se registraba desde los últimos catorce años. Con esta medida, losingresos al Estado ascendieron y la producción fue de 162.000 a 183.000barriles por día.

En la producción y exploración se evidenciaron avances considerables en loscampos petroleros ubicados en el Oriente ecuatoriano. La exploración yexplotación se efectuó con las normas justas de responsabilidad ambiental,para evitar la contaminación en los sectores con incidencia petrolera.

Cabe destacar las acciones emprendidas en el área de refinación que trajoconsigo el avance y aumento de la capacidad de almacenamiento de las tresrefinerías ubicadas en territorio ecuatoriano, La Refinería Estatal Esmeraldascon un 89%, Refinería La Libertad 97% y la Refinería Amazonas en Shushufinficon un 99%.

Una acción positiva en la gestión de la Armada fue la creación de laVicepresidencia Corporativa Ambiental, Responsabilidad Social Seguridad ySalud (VAS), encargada de la remediación ambiental dentro de las áreasafectadas por la actividad petrolera, dejando atrás la contratación de empresasintermediarias, lo que significó el ahorro de cuantiosas sumas de dinero aPetroecuador y al Estado.

El proceso de reestructura significó varios giros administrativos en laorganización, uno de estos fue la revalorización del talento humano. Se calificóal personal y se escogió a los mejores profesionales de acuerdo a su perfilprofesional y humano, con el objetivo de elevar la calidad y gestión del trabajodentro de la empresa. La consultora petrolera internacional Wood Mackenziefue contratada para hacer el diagnóstico actual de la empresa.

En el 2008 se puso en marcha el proyecto que consta de tres fases: la primerainició en noviembre de 2008 con un diagnóstico y elaboración del PlanEstratégico Institucional. La segunda fase estuvo destinada a la estabilización,optimización y ejecución de las estrategias que concluyó en diciembre de 2009,y por último la tercera fase, que consistió en el Plan de Mejora Continua queconcluyó en diciembre de 2010.

El proyecto más importante que Petroecuador emprendió en manos de laArmada es la construcción de la Refinería del Pacífico, con capacidad pararefinar 300.000 barriles por día. Esta planta industrial contará con los mejores

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avances tecnológicos que ayudarán a disminuir la contaminación ambiental,punto relevante en la nueva política petrolera ecuatoriana.

Desde enero de 2009, también, se ejecuta el Plan Maestro 2009-2015; en elque se sustenta la política hidrocarburífera del gobierno de Rafael Correa conplanes y programas que potencializan al sector petrolero en el país. Todo estocon los debidos cuidados para la explotación de crudo y gas natural de maneraresponsable y eficiente.

Con las nuevas políticas hidrocarburíferas para la comercialización del crudoestablecidas por el Gobierno Nacional, se evidenció la revalorización delpetróleo ecuatoriano en mercados internacionales y se eliminaronintermediarios. De esta manera, se abrió la venta del crudo a consumidoresfinales, empresas estatales y a las grandes refinerías en el mundo.

La Armada del Ecuador culminó su gestión el 31 de marzo de 2010. El procesode transición de Petroecuador reflejó grandes alcances en materia operativa yfuncional.

LA EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE PETRÓLEO EN ECUADORGerencia de Exploración y Producción:

Esta gerencia de la EP PETROECUADOR es la encargada de explorar,explotar las cuencas sedimentarias, operar los campos hidrocarburíferosasignados a PETROECUADOR, y transportar el petróleo y gas hasta losprincipales centros de almacenamiento y distribución.

(ORGANIGRAMA GERENCIA)

Las actividades exploratorias se desarrollan en la Amazonía y en el Litoral,costa adentro (on shore) y costa afuera (off shore).

La petrolera pública realizó sus primeras exploraciones en 1975 en el Litoral yen 1976 en la Región Amazónica, sobre las áreas que le asignó el Estado yfueron estos pasos los que proveyeron de información geológica abundante detoda la Amazonía.

Estas actividades se iniciaron en la Amazonía, en un área asignada paraoperación directa de 1,6 millones de hectáreas, en las que también operaron elConsorcio Texaco-Gulf, las empresas Cayman, OKC y en la zona Litoral lacompañía Anglo.

Las áreas que actualmente opera EP PETROECUADOR son: Libertador,Shushufindi, Auca y Lago Agrio, bloques 1 y 11 y el campo Pucuna.

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(Insertar mapa con áreas de Petroecuador)

Los métodos

La exploración petrolífera se constituye hoy en una de las actividades másimportantes en la búsqueda de petróleo y consiste en la localización de lascapas de rocas sedimentarias en el subsuelo, con la ayuda de métodos,fundamentalmente, geológica y geofísica.

Métodos geológicosEl primer objetivo es encontrar una roca que se haya formado en un mediopropicio para la existencia del petróleo, es decir, suficientemente porosa y conla estructura geológica de estratos adecuada para que puedan existir bolsas depetróleo.

Hay que buscar, luego, una cuenca sedimentaria que pueda poseer materiaorgánica enterrada hace más de diez millones de años.

Para todo ello, se realizan estudios geológicos de la superficie, se recogenmuestras de terreno, se inspecciona con Rayos X, se perfora los estratos paraestudiarlos y con todos esos datos se realiza la carta geológica de la regiónque se investiga.

Tras nuevos estudios “sobre el terreno” que determinan si hay rocaspetrolíferas alcanzables mediante prospección, la profundidad a la que habríaque perforar, etc., se puede llegar ya a la conclusión de si es conveniente o norealizar un pozo-testigo o pozo de exploración.

Los técnicos señalan que, únicamente, en uno de cada diez pozosexploratorios se llega a descubrir petróleo y sólo dos de cada cien danresultados que permiten su explotación de forma rentable.

Métodos geofísicosCuando el terreno no presenta una estructura igual en su superficie y en elsubsuelo (por ejemplo, en desiertos, en selvas o en zonas pantanosas), losmétodos geológicos de estudio de la superficie no resultan útiles, por lo cualhay que emplear la Geofísica, ciencia que estudia las características delsubsuelo sin tener en cuenta las de la superficie.

En la exploración, el levantamiento aerofotogramétrico es vital, que no es otracosa que la obtención de fotografías aéreas del terreno. Hoy en día desde lossatélites se obtienen fotos en color, lo que asegura una mayor precisión de losdatos obtenidos.

Como dato interesante, el Ing. Julio César Granja anota en su libro que “ellevantamiento aereofotogramétrico realizado por la Shell en el centro oriente,en 1940, proporcionó una valiosa ayuda para el conocimiento de la región y asíse pudo localizar algunas de las estructuras de la zona, como la de Olgán”12.

12 Granja, Julio César, El petróleo misceláneas, Editorial Universitaria, 1976, Quito, pág. 63

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Con los datos obtenidos se elabora un “mapa” del subsuelo que permitirádeterminar en qué zonas es más probable que pueda existir petróleo.

También se emplea el magnetómetro, dispositivo que detecta la distribucióninterna de los estratos y de los tipos de roca gracias al estudio de los camposmagnéticos que se crean.

(Insertar gráficos de tomas de muestras en la superficie y demagnetometría, del folleto El petróleo y su mundo)

La sísmica

Una vez efectuados estudios geológicos, geofísicos, de yacimientos, entreotros, que definen la posibilidad de existencia de petróleo, se delimita la zonapotencial y se planifica la exploración sísmica, uno de los pasos mássignificativos en el trabajo exploratorio.

Consiste en producir temblores artificiales, mediante explosiones subterráneastanto en tierra continental como en el mar, mediante la colocación de cargasexplosivas, (generalmente dinamita) en huecos a poca profundidad, cuyasondas vibratorias son registradas en superficie por aparatos especiales, de altasensibilidad llamados geófonos, que graban los resultados en forma de redeslineales, que muestran una radiografía del subsuelo.

En la exploración sísmica en el mar no se usa dinamita, sino cañoneo de airecomprimido.

En la actualidad, la Gerencia de Exploración y Producción ha incorporadotecnología de punta para la interpretación y reinterpretación sísmica ensegunda y tercera dimensión (2D y 3D).

Las técnicas sísmicas tridimensionales de alta resolución permiten obtenerimágenes del subsuelo en su posición real, incluso en situaciones estructuralescomplejas.

Entre 1975 y 2000, esta gerencia, registró alrededor de 41.500 kilómetros delíneas sísmicas, en el Litoral y la Amazonía.

Pero, con todo, la presencia de petróleo no está demostrada hasta que no seprocede a la perforación de un pozo.

(Insertar fotos de unidad de sísmica de PPR)

La perforación

Luego del análisis en su conjunto de la información anterior, se inician lostrabajos de perforación del pozo exploratorio, (destinado a verificar la existenciade petróleo y las extensiones de los yacimientos) como única posibilidad deconocer, a ciencia cierta, si existe, o no, petróleo en el subsuelo.

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Esta es una actividad muy costosa por la cantidad y calidad de equiposnecesarios, por lo que es considerada por los expertos como de alto riesgo.

Si los resultados de la perforación exploratoria son positivos, comienza unprograma de perforación con pozos, llamados de avanzada, que sirven paradelimitar geológicamente la estructura y, a continuación se abren los pozos dedesarrollo destinados a explotar el campo petrolero. Se extrae el crudo quepermite el yacimiento de acuerdo con sus características y el método que seemplee.

La profundidad de un pozo puede estar entre 2 000 y 25 000 pies. Laperforación inicial en un área geológicamente inexplorada se denomina "pozoexploratorio" y su clasificación técnica es "A-3".

Una vez aprobada la localización del pozo exploratorio, se construye el caminode acceso y se transportan el equipo y todos los materiales necesarios paraesta actividad. También se asegura la provisión de agua y combustible. Unavez que comienza la perforación, hay que continuarla durante las 24 horas deldía

Existen dos sistemas comunes de perforación: a percusión, que es el másantiguo y actualmente casi en desuso, y a rotación, que se utiliza hoy en formamayoritaria.

Perforación a percusión

Se utiliza un taladro o barrena pesado, unido a una barra maestra que aumentasu peso, se sostiene con un cable de acero conectado a un balancín, el cual leimprime un movimiento alternativo de ascenso y descenso, al ser accionadopor un motor.

Periódicamente se retira el taladro para extraer los materiales o residuos, conuna herramienta llamada cuchara. Actualmente ya no se utilizan estos equipos,debido a su lentitud, y solamente se los emplea para pozos poco profundos.

Perforación a rotación

Esta técnica utiliza también un taladro (o trépano) hueco que va unido a unaserie de tuberías de acero, que giran impulsadas por la mesa rotativa, ubicadaen la base de la torre, y unida por una transmisión a cadena con los motoresdel cuadro de maniobras.

La mesa rotativa tiene en su centro un agujero cuadrado, por la cual se deslizauna columna de perforación de la misma sección, que desciende conformeavanza el trépano.

De la parte superior de la torre se suspenden aparejos, que permiten levantar ybajar los pesados equipos.

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Se inicia la perforación con el movimiento de la mesa rotativa, hasta que resultenecesario el agregado de nuevas barras de sondeo, que se enroscan midenaproximadamente 9 m. La operación se repite todas las veces que seannecesarias.

Torre de perforación

Cuando se ha perforado 100 a 150 m, se entuba el pozo con una cañeríametálica y cemento de fraguado rápido (cementación), para evitar posiblesderrumbes ocasionados por las filtraciones de las napas de agua que seatraviesan.

(Cambiar por una foto de broca)

Según la profundidad proyectada del pozo, las formaciones que contenga y lascondiciones propias del subsuelo, se selecciona el equipo de perforación másindicado.

Un equipo de perforación se compone, fundamentalmente de:- Una torre (es una estructura de acero de 15 o 20 metros de alto.

En la parte superior tiene un sistema de poleas)- Brocas (herramienta que corta y tritura la roca. Tiene dos agujeros

laterales para paso al agua o lodo de formación)

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- Tuberías (son de acero, con paredes gruesas y de 10 metros delargo. Se va conectando a medida que avanza la excavación)

- Motores ( cada equipo tiene un determinado número de motoresde acuerdo con la potencia requerida

- Malacate (es la pieza principal del equipo de perforación. Su frenopermite soltar o recobrar el cable de acero que sostiene la sata deperforación, lo que hace subir o bajar la broca)

- Sistema de lodos (comprende tanques, equipos de control desólidos, bombas y manguera del Stand Pipe, esto porque laperforación requiere de un fluido o lodo que se bombeacontinuamente al pozo a través de la tubería y de la broca)

- Equipo de cementación y campamentos (Se usa un cementoespecial para adherir a las paredes del hueco tubos de acero queconstituyen el revestimiento del pozo)

La duración de la excavación depende de la profundidad programada en elpozo y las condiciones geológicas del subsuelo. En el curso de la perforaciónse toman registros eléctricos que ayudan a conocer los tipos de formación ysus características físicas: densidad, porosidad y contenidos de agua, petróleoy gas.

Entre el inicio de la investigación geológica de superf icie hasta que finaliza laperforación del pozo exploratorio, pueden transcurrir uno y cinco años. Estostrabajos se desarrollan en condiciones adversas de clima y topografía. EnEcuador tienen lugar en la región amazónica.

Esta actividad petrolera es riesgosa, pues no siempre tiene resultadospositivos, hay ocasiones en que el pozo resulta seco o su producción no escomercialmente rentable.

Tasa o factor de recuperación

En la explotación de petróleo, nunca ha sido posible llevar hasta la superficietodo el volumen del yacimiento, la mayor parte de crudo se queda entre losintersticios de las rocas del reservorio.

Por lo que existe una medida que evalúa el éxito de esta actividad y es elfactor o tasa de recuperación, que equivale al porcentaje del petróleo quepuede extraerse de un yacimiento, con el empuje energético propio delreservorio, en relación al volumen total contenido en el mismo, varía entre el15 y 30%.

Es decir que del petróleo en el sitio (POES) sólo se puede extraer una cantidadequivalente a ese porcentaje; para ampliar las tasas de extracción se puedeemplear métodos de recuperación mejorada.

Este Factor de Recuperación de los yacimientos depende de muchas variables,como:- Propiedades Físico-Químicas de los fluidos.-Tipo de empuje predominante en el yacimiento.

61

- Proceso de explotación: declinación natural, recuperación secundaria,recuperación mejorada, etc.- Ritmo de extracción.-Número de pozos y su localización. (http://yacimientos-de-gas-condensado.blogspot.com/)

El promedio del factor de recuperación para los yacimientos de Ecuador es del35%.

En 1975 CEPE perforó su primer pozo exploratorio, denominado 18-B-1, en elcampo Fanny, del que obtuvo una producción de 2.066 barriles por día.

Esquema de perforaciónFuente:Perforación submarina

Para la excavación en el mar, los equipos de perforación se instalan, manejan ymantienen en una plataforma situada lejos de la costa, en aguas de unaprofundidad de hasta varios cientos de metros. La plataforma puede serflotante o descansar sobre pilotes anclados en el fondo marino, y resiste a lasolas, el viento y, en las regiones árticas, los hielos.

Las plataformas de perforación submarina disponen entre sí de elementoscomunes, indispensables para cumplir su función. Por ello, el aspecto de todases muy parecido: llevan una o dos torres de sondeo, e instalaciones deproducción de energía y accionamiento, bombas y estanques del lodo decirculación; almacenes, talleres, laboratorio y oficinas. Además, alojamientospara el personal y pista para helicópteros, que garantizan su enlace con tierrafirme.

62

Aunque el primer descubrimiento de petróleo bajo el mar fue reportado hace 75años más o menos, en aguas poco profundas frente a la costa de California, nofue sino hasta 1946 cuando se inició la exploración intensiva de las zonascosteras mundiales.

Las técnicas modernas permiten extraer petróleo crudo en aguas conprofundidades que llegan a los 100 metros y localizadas hasta a 100 kilómetrosde la costa.

En Ecuador, existe una plataforma ubicada en el Golfo de Guayaquil, en elbloque 3, a cargo de la compañía estadounidense EDC, cerca de la provincia deEl Oro, para la extracción de gas. 13

Producción

Una vez que se determina la existencia de estratos potencialmente productivosde petróleo, el siguiente paso es la denominada “completación del pozo”, quees el acomodamiento de la excavación que permita la producción de crudo,evitando hundimientos o desmoronamientos o la invasión de agua.

El método más utilizado es el uso de cemento, que se coloca dentro delespacio anular, entre las paredes del pozo y las tuberías de revestimiento, paraluego de fraguado convertirse en una pared permanente e impermeable.

Formas de extracción

Existen dos métodos para la extracción del crudo:Flujo natural: en el que la propia energía natural del reservorio es la queimpulsa el petróleo a la superficie.

En otras ocasiones, es la presión del gas libre la que induce al crudo aascender a la superficie.

Flujo artificial: se lo obtiene con las siguientes técnicas:

a. Inyección a presión de agua, gas o aire.b. Bombeo mecánico con bombas aspirantes de profundidad, accionadas

por gatos de bombeo.c. Bombeo hidráulico, inyectando petróleo a presión que regresa a la

superficie bombeado; y bombeo centrífugo, con bombas centrífugas devarias etapas, ubicadas cerca del fondo del pozo y accionadas pormotores eléctricos controlados desde la superficie.

En la inyección de agua, gas o aire, se hace por el mismo pozo productor o porintermedio de pozos inyectores paralelos a este.

13 www.bibliotecadigital.ilce.edu.mx, XIV La industria petrolera en el mar, 20-10-2008

63

En el bombeo mecánico, mediante un continuo balanceo, se acciona unabomba en el fondo del pozo que posibilita la salida del petróleo. Es el conocidobalancín, que en el país se los puede observar en los pozos ubicados en lapenínsula de Santa Elena y en el Oriente, se conserva uno, en el pozo LagoAgrio 1, localizado en la ciudad del mismo nombre.

Finalmente, en el campo productor existen varios tipos de tanques que son losque permitirán, primero, la purificación del crudo extraído, puesto que elpetróleo tal como surge no puede procesarse. Antes se debe separarlo del gasy agua salada que lo acompañan y luego se lo coloca en tanques dealmacenamiento para su transporte hacia las refinerías y exportación

Cuadro No. 8 (Actualizar)SISTEMAS DE RECUPERACIÓN DEPETRÓLEO

NÚMERO DE POZOSEN CADA SISTEMA

Flujo natural 23Bombeo hidráulico 228Bombeo mecánico 9Gas lift 50Sistema eléctrico sumergible 115Total pozos en producción 425* Información a diciembre del 2004Fuente: Informe Anual de Petroecuador 2004

Cuadro No

HISTÓRICO DE LA PRODUCCIÓN PETROLERA EN EL ECUADORAÑO PRODUCCIÓN CONSUMO EXPORTACIÓN1925 130.3651926 289.1461927 435.2261928 1´029.632 959,6301929 1´318.430 1´212.6301930 1´552.740 160.919 1´368.0241931 1´761.418 136.312 1´495.3601932 1´159.740 150.177 1´499.0601933 1´619.903 183.953 1´266.9191934 1´636.662 212.857 1´336.0061935 1´731.750 313.529 1´537.3091936 1´922.221 323.304 1´391.0291937 2´162.882 341.331 1´903.2551938 2´252.061 369.062 1´873.4101939 2´312.520 420.711 1´638.5581940 2´349.018 547.649 1´671.4141941 1´566.717 617.010 913.3961942 2´277.876 702.131 1´631.355

64

1943 2´314.558 824.655 1´547.7011944 2´892.124 906.860 1´759.4721945 2´622.725 922.699 1´759.4721946 2´323.569 1´076.499 1´240.7791947 2´360.458 1´284.528 937.1551948 2´564.128 1´374.673 1´485.3181949 2´562.886 1´583.947 915.7221950 2´632.204 1´616.810 936.4131951 2´691.165 1´703.337 1´108.0661952 2´839.431 1´771.644 870.3121953 2´966.689 1´699.925 1´289.5951954 3´146.434 1´919.677 1´440.8521955 3´530.581 2´008.252 1´527.6631956 3´420.266 2´037.400 1´227.6631957 3´190.774 2´071.455 1´332.1191958 3´197.391 3´112.100 695.6151959 2´833.288 3´350.403 283.7441960 2´806.797 3´832.472 *1961 3´027.134 3´964.732 *1962 3´648.777 3´933.887 **1963 2´544.505 4´287.428 --1964 2´886.933 4´721.500 --1965 2´920.987 5´111.616 --1966 2´660.130 5´580.950 --1967 2´271.605 6´074.140 --1968 1´815.083 6´912.103 --1969 1´607.618 7´713.040 --1970 1´480.037 8´422.352 --1971 1´354.389 9´124.962 --1972 28´967.322 9´387.424 24´961.589* NO SE REALIZARON EXPORTACIONES** NO EXISTEN DATOS

Fuente: “El petróleo, misceláneas”, Julio César Granja, Ed. Universitaria, 1976,Quito-Ecuador.

Cuadro No

AÑOCIFRAS EN MILES DE BARRILES PRODUCIDOS POR AÑO

PETROECUADOR CÍAS.PRIVADAS TOTAL NACIONAL1973 76.222 0 76.2221974 64.615 0 64.6151975 58.753 0 58.7531976 68.361 0 68.3611977 67.002 0 67.0021978 73.431 791 74.2221979 77.601 1.197 78.7981980 73.295 1.476 74.7711981 75.389 1.415 76.8041982 76.444 1.241 76.6851983 84.969 1.375 86.3441984 93.406 1.524 94.9301985 100.493 1.578 102.071

65

1986 104.466 1.845 106.3111987 61.843 1.272 63.1151988 108.479 2.385 110.8641989 99.623 2.215 101.8381990 102.428 1.866 104.2491991 106.415 2.153 108.5681992 113.957 2.592 116.5491993 116.268 7.544 123.8121994 119.804 18.461 138.2651995 * 115.709 27.513 143.2231996 112.100 28.471 140.5711997 107.119 35.007 142.1261998 101.915 35.678 137.3891999 90.387 46.748 137.1362000 84.628 61.162 145.7912001 82.559 65.817 148.3762002 80.137 62.984 143.1212003 74.198 79.004 153.2022004 71.808 120.440 192.2482005 70.971 123.056 194.0272006 90.438 105.085 195.5232007 93.661 91.831 185.492

*Desde este año las políticas de gobierno cambian, se reducen las inversiones de Petroecuador ycomienza un traspaso sistemático de campos productivos a la empresa privada, que se refleja en elproceso inverso de crecimiento de la producción en las dos columnas centrales. A esto se suma ladeclinación natural de los campos de la Gerencia de Exploración y Producción, que no tienen inversionesni proyectos de recuperación mejorada por falta de recursos.Fuente: Dirección Nacional de Hidrocarburos (DNH) y Unidad de Planificación de Petroecuador

ÁREAS DE PRODUCCIÓNLas áreas de producción, definidas como tales a conjuntos de campos,conformados por uno grande del que toma el nombre y otros generalmentemenores.La Gerencia de Exploración y Producción, desarrolla sus actividades deexploración y explotación de petróleo en una superficie de 740.100hectáreas?. Las empresas privadas tienen más de 3.9 millones dehectáreas?. Con la incorporación del Bloque 15 se suman al Estado 200 milhectáreas, que se restan de lo que está en manos privadas.

Estas áreas se conocen como:

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Lago Agrio. Ubicada en la provincia de Sucumbíos. Con los campos: LagoAgrio y Guanta.Libertador. Localizado en la provincia de Sucumbíos, mantiene los campos:Atacapi, Parahuacu, Víctor Hugo Ruales, Frontera, Sansahuari, Cuyabeno,Secoya, Tapi, Tetete, Shushuqui, Shuara, Pichincha, Singué, Chanangue,PeñaBlanca y Ocano.Shushufindi. Ubicado en la provincia de Sucumbíos. Posee los campos:Shushufindi, Aguarico y Limoncocha.Auca. Ubicada en las provincias de Napo, Orellana y Pastaza. Comprende loscampos: Auca, Auca Sur, Anaconda, Cononaco, Conga,Auca Este, Culebra,Conga Sur, Puma, Armadillo, Yuca, Yulebra, Rumiyacu.

Desde el tres de noviembre de 2009 el campo Sacha, ubicado en la provinciade Orellana y que comprende los pozos Sacha, Pucuna y Paraíso, es operadopor la empresa de economía mixta Operaciones Río Napo, firma constituida porPetroecuador, con el 70% de las acciones, y la estatal venezolana PDVSA, conel 30%.

Cuadro No. 7 (Actualizar)PRINCIPALES AREAS PETROLERAS OPERADAS POR EL ESTADODistrito Amazónico Producción mensual promedio / bls. *Lago Agrio 235.000Libertador 1´200.000Sacha 1´400.000Shushufindi 1´350.000Auca 1’000.000Petroamazonas (ex B15) 2’700.000

Fuente: Informe Gerencial 2007. * Datos a diciembre del 2007

EL BLOQUE 15En mayo de 2006, EP Petroecuador asumió la operación del Bloque 15 y loscampos Edén-Yuturi y Limoncocha, luego que el Estado ecuatoriano resolviódeclarar la caducidad del contrato con la empresa estadounidense Occidental,por varios incumplimientos contractuales.

Actualmente, la operadora del bloque es la empresa Petroamazonas S.A, unasociedad anónima estatal, creada en diciembre de 2007, constituida por EPPetroecuador que participa con el 80% de acciones, y Petroproducción, con el20%.

La compañía, eminentemente de servicios, no tiene utilidades ni posee ningúnactivo, porque pertenece a Petroecuador. Su función es prestar servicios deoperación a la estatal en los campos que esta designe. Para el efecto, deberásuscribir un contrato de servicios específicos de operación con Petroecuador.

El objetivo es producir 110 mil barriles diarios y descubrir nuevas reservas por43 millones de barriles.

EL BLOQUE 27

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Desde las 0h00 horas del viernes 1 de agosto de 2008, la entonces estatalPetroproducción, asumió la operación del Bloque 27 en cumplimiento delacuerdo mediante el cual la empresa City Oriente Limited y el Estadoecuatoriano resolvieron, por mutuo acuerdo, la terminación del contrato deoperación de dicho bloque.

El contrato de participación se firmó en noviembre de 1997. El bloque, con unaextensión total de 183.900 hectáreas, está ubicado en el extremo nororiental dela provincia de Sucumbíos. Su producción tiene un promedio diario de 3000barriles de un crudo pesado, cuya calidad oscila entre los 19 y los 21 gradosAPI.

LOS BLOQUES 7 Y 21

El 21 de julio de 2010, el ministerio de Recursos Naturales No Renovablesdeclaró la caducidad de los contratos de participación con las compañíasPerenco y Burlington para operar los bloques 7 y 21 y del campo unificadoCoca Payamino, conforme a los artículos 74 y 29 de la Ley de Hidrocarburos.

El artículo 74 de la mencionada ley, en el numeral 4, señala que el Ministeriopodrá declarar caducidad si la contratista suspendiera actividades deexplotación por 30 días, sin causa justa.

Mediante comunicado, la compañía Perenco informó que los días 13, 14 y 15de julio de 2009 iba a suspender sus operaciones.

Perenco suspendió sus operaciones el 16 de julio de 2009, en protesta a laaplicación de la Ley 42, que establece el pago al Estado de un porcentaje delas ganancias extraordinarias generadas por el aumento del precio del crudo.

CAMPOS COMPARTIDOSEste concepto se aplica a los yacimientos cuyo petróleo se distribuye en unárea en la que operan dos o más empresas, cuyas concesiones territorialescubren parcialmente en superficie un mismo yacimiento, por lo tanto, sedetermina la proporción del reservorio que corresponde a cada uno, basadosen cálculos matemáticos e información geológica y de ahí se establece unacuerdo, para que una u otra empresa operen el campo.

La producción se reparte de acuerdo con el porcentaje de propiedadestablecido previamente, que corresponde a cada empresa. La empresa queopera el campo, cobra por cada barril que extrae y descuenta ese valor al otrosocio. Los campos bajo este tipo de contrato son los siguientes:

Cuadro No. 9 (Actualizar)CAMPOS UNIFICADOS (BLS)

CAMPO OPERADORA PRODUCCIÓN PETROLEOMercado Local

2007

Programada Ejecutada Cumplimientos

Boggi-Capirón Repsol-YPF 1 469 321 1 588 422 108.1%

Coca-Payamino Perenco 1 775 394 1 913 385 107.85Fanny 18 B Andes Petroleum 6 377 886 5 883 708 92.3

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Maiann 4 A Andes Petroleum 375 388 249 726 66.5Palo Azul Petrobras 144 520 049 10 814 343 74.5TOTAL 24 518 335 20 449 584 83.4%

Fuente: Informe de Labores 2007, pág. 11

CAMPOS MARGINALES

Según el artículo 2 de la Ley de Hidrocarburos, “son Campos Marginalesaquellos de baja prioridad operacional o económica, considerados así porencontrarse lejanos a la infraestructura de PETROECUADOR, por contenercrudo de baja gravedad (crudo pesado), o por necesitar técnicas derecuperación excesivamente costosas. Estos campos no podrán representarmás de 1% de la producción nacional y se sujetarán a los cánonesinternacionales de conservación de reservas”.

De los diez campos calificados como marginales, el 12 de enero de 1998, cincode ellos tuvieron ofertas en firme y, en 1999, se suscribieron los respectivoscontratos de operación, con una vigencia de 20 años.

La producción de estos campos, al momento de la entrega (1999), tenía unvolumen promedio de 5.000 barriles diarios de petróleo. A fines del 2007 elpromedio de producción total de estos fue de 7.000 barriles diarios, de estevolumen se descuenta la producción original señalada como curva base y deallí en promedio se reparte en un rango de entre 40 y 60 por ciento para elEstado y el saldo restante de la producción para las empresas operadoras.

Esta cifra obedece a porcentajes sobre la producción incremental obtenida, quese aceptaron contractualmente para el Estado. Además de este porcentaje,Petroecuador debe pagar por cada barril extraído el costo de operación. Elcampo Charapa pese a tener reservas remanentes, ha dejado de producirigual que Bermejo ha declinado mucho más de la producción original. En el2006 se convocó a una nueva licitación de campos marginales, estos fueronadjudicados a fines del 2007.

Los campos marginales adjudicados en 1999 son los siguientes:

TIGÜINO: Localizado al sur del área de explotación de la Empresa.CHARAPA: Ubicado en la provincia de Sucumbíos al noroeste de Lago Agrio.BERMEJO: Ubicado en la provincia de Sucumbíos, en la Región Amazónica.PALANDA-YUCA SUR: Localizado en la provincia de Napo, RegiónAmazónica.PINDO: Localizado en la provincia de Napo, Región Amazónica.

Cuadro Nro. 10 (Actualizar)CAMPOS MARGINALES (BLS)

Campo Operadora Producción PetróleoMercado

2007Local

Programada Ejecutada Cumplimientos

Bermejo Tecpecuador 2 648 355 2 321 792 90%

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Charapa Bellwether 0 0 0Palanda-Yuca PSPR 1 402 820 1 271 826 90.7Pindo PSPR 1 476 810 1 674 365 113.4Tigüino Petrobell 1 675 350 1 914 091 114TOTAL 7 203 335 7 252 074 100.7Fuente: Informe de Labores 2007, pág. 11

Los campos marginales adjudicados en el 2007 son:

ARMADILLO: Ubicado en la provincia de Orellana, al sur de la ciudad deFrancisco de Orellana (Coca)FRONTERA-TETETE-TAPI, localizado en la provincia de Sucumbíos, al norte delLago AgrioPUCUNA: situado en la provincia de Orellana, al Norte de la ciudad de Franciscode Orellana (Coca)PUMA: se encuentra en la provincia de Orellana, al sur de la ciudad de FranciscoOrellana (Coca)SINGUE: ubicado en la provincia de Sucumbíos, al Noreste de la ciudad deShushufindi

ALIANZAS OPERATIVAS PARA OPTIMIZAR LA PRODUCCION ENCUATRO CAMPOS

Las Alianzas Operativas son una nueva forma de cooperación del capitalprivado con Petroecuador. En síntesis consisten en que una operadora privadainvierte y desarrolla campos de la estatal y recupera sus costos e inversiones através de la producción incremental que obtiene del campo, determinado por unporcentaje que se lo establece contractualmente.

Este modelo de contrato se inició para mejorar la producción en cuatro camposoperados por Petroproducción: Víctor Hugo Ruales, Atacapi-Parahuacu, MauroDávalos Cordero y Culebra-Yulebra.

A inicios del 2003 los campos: Mauro Dávalos Cordero (MCD), Biguno,Huachito y Paraíso pasaron a ser operados bajo la modalidad de Alianza,por la empresa chilena Sipec, subsidiaria de ENAP. En estos campos laempresa debió realizar inversiones superiores a los 60 millones de dólares,para conseguir una producción incremental de al menos 13 mil barriles. A loscuatro años tienen una producción de 16.500 barriles diarios.

El beneficio de este tipo de contrato es que Petroecuador no pierde el controlde los yacimientos y amortiza las inversiones con la nueva producción que selogra. A su vez esto ha permitido que la inversión nacional privada puedaparticipar en este negocio, generar empleo y que el Estado a su vez cumplacon los inversionistas. Las empresas en este tipo de contratos están obligadasa realizar inversiones de muchos millones de dólares.

En septiembre de 2009 la entonces filial Petroproducción entregó a la empresade economía mixta Operaciones Río Napo la explotación y administración delcampo Sacha, por un período de 10 años.

70

El acuerdo, denominado "de servicios específicos", incluye el incremento de laproducción, el desarrollo y la optimización, así como el mejoramiento en laexplotación del campo Sacha. De hecho, los planes de Río Napo pretendenaumentar la extracción en el yacimiento hasta los 70 mil barriles de crudo al díaen 2014, de unos 50 mil que se producen actualmente.

Para ello, la empresa mixta invertirá en los próximos 10 años unos $621millones, de los cuales 60% será colocado en los primeros cuatros años. "Lainversión será siempre asumida en 70% por Petroecuador y el restante 30%,por PDVSA". Las ganancias para Río Napo serán calculadas mediante una"curva base", fijada en los 49 750 barriles.

BLOQUES ENTREGADOS POR LICITACIÓN INTERNACIONAL

La empresa privada está presente en Ecuador a través de sus operaciones deexploración y explotación de petróleo en la Región Amazónica y en el Litoralecuatorianos, en un área de 3’733.501 hectáreas, que comprende la operaciónde 15 bloques contratados en diferentes rondas internacionales, que selicitaron desde hace 22 años.

Las áreas petroleras se dividen en “bloques”, que tienen aproximadamente 200mil hectáreas de superficie, y estos a su vez tienen subdivisiones menoresllamadas “lotes”. Las compañías internacionales que operan en el territorioecuatoriano lo hacen mediante Contratos de Servicios y también deParticipación. En el primer caso, la producción de crudo es del Estado y sereconoce a la compañía costos, gastos e inversiones, actualmente sólo hayuno, el bloque 10, que lo opera la empresa AGIP, el país recibe un promedio de45 % de la producción descontando los pagos, que realiza. En el segundo, elpetróleo producido es de la compañía y como compensación ésta le da alEstado una fracción de la producción que fluctúa entre 17 % y 25 %, en lamayoría de los casos.

Doce empresas privadas están en la etapa de producción y 4 en etapa deexploración, es decir aun sin producir, por problemas con las poblaciones delas áreas. Las empresas privadas en general tienen un petróleo más denso(pesado) y se vieron en la necesidad de construir un nuevo oleoducto, parapoder incrementar la producción: el OCP, Oleoducto de Crudos pesados, quees una organización privada. Se terminó de construir en el 2003, por lo que laproducción de las petroleras privadas subió de 60 millones de barriles anualesen 2000 a 105 millones en el 2006, de esta producción sólo un 20% enpromedio le corresponde al Estado.

(Mapa catastral petrolero)

LAS RESERVASEs la cantidad de petróleo existente en el subsuelo del planeta. Su existenciadebe ser demostrada geológicamente y ser técnicamente extraíble con losmedios disponibles en el momento del cálculo. (www.ideal.es)

Definición de reservas

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De acuerdo con el Reglamento de Operaciones Hidrocarburíferas, expedidocon Acuerdo N0. 1311 de 29 de abril de 1987, por el Ministerio de Energía yMinas, en su Capítulo I. Disposiciones Preliminares, se tienen las siguientesdefiniciones:a. Reservas ProbadasSon los volúmenes de hidrocarburos a condiciones normalizadas que puedenser extraídos como resultado de la producción económica, a partir de lascondiciones originales del yacimiento hasta las de abandono, considerando lastécnicas disponibles en el momento en que se realiza la evaluación.

b. Reservas ProbablesSon los volúmenes de hidrocarburos medidos a condiciones normalizadas, quede acuerdo con los estudios geológicos y de yacimientos, podrían estimarsecomo recuperables a la luz de las condiciones económicas y tecnológicasprevalecientes en el momento de realizar la estimación.

c. Reservas PosiblesSon los volúmenes de hidrocarburos que podrían recuperarse de yacimientosque se cree puedan existir, en áreas en las que la información disponible almomento de hacerse la estimación, no permite clasificarlas con mayor grado deseguridad.

d. Reservas RemanentesSon los volúmenes de hidrocarburos recuperables a cualquier fecha posterior alinicio de la producción comercial, que todavía permanecen en el yacimiento.

Al 31 de diciembre del 2006, las reservas remanentes de Petroecuador seestiman en 3.603 millones de barriles, en los campos y yacimientos enexplotación. La Producción Acumulada a fines del mismo año suma unvolumen de 2.880 millones de barriles. (Actualizar)

EL PROYECTO TIPUTINI (ITT) SU POTENCIAL Y DESARROLLO

Un proyecto de gran importancia para la economía ecuatoriana es laexplotación del tren estructural Ishpingo, Tambococha, Tiputini –conocido comoProyecto ITT. El yacimiento está ubicado en el extremo nororiental de lacuenca Oriente, en la región amazónica, junto al bloque 31.Este campo es el tercero más grande de Petroecuador y podría lograr unaproducción al menos 100 mil barriles diarios.

El proyecto ITT constittuye la mayor reserva de crudos pesados del país. Lainversión se estima en valores superiores a los 3.500 millones de dólares.

El proyecto está concebido para asegurar a Ecuador una nueva fuente deprovisión de energía eléctrica, puesto que el objetivo es extraer petróleo eindustrializarlo para producir, además, hidrocarburos para exportación.

Para su manejo técnico-económico óptimo así como por mandato legal, debellevarse a cabo bajo el concepto de sistema integral que incluya las fases de:desarrollo, producción, mejoramiento y/o refinación de los crudos, con

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generación de energía eléctrica, como un proyecto derivado. Esto permitirálograr una mayor rentabilidad para el país y para el socio estratégico que seráel encargado de invertir y desarrollar el campo. Existen varias empresas deprestigio interesadas en el tema.

Petróleo en sitio y reservasEl eje estructural - productivo: Ishpingo-Tambococha-Tiputini, concentra lamayor acumulación de crudos pesados del país, posee un volumen total(probado + probable) de petróleo en sitio de 5.100 millones de barriles, segúncertificación de la empresa francesa Beicip-Franlab de marzo del 2004. Lasreservas probadas y probables del ITT, representan alrededor del 25 % deltotal de reservas probadas y probables remanentes de la cuenca Oriente y el30 % de las reservas remanentes probadas de Petroproducción. Elescenario optimista, da un valor de reservas probadas y probables para loscampos del Proyecto de 1.500 millones de barriles, de los cuales 1.250millones de barriles, son probadas y certificadas por la empresa Beicip-Franlab.Calidad del crudoEl crudo del Proyecto ITT varía entre 11.9º y 16.5º API para los tres reservoriosprincipales del Cretácico conocidos como U, M1 y Tena Basal, habiéndoseprobado crudo de 19.6º en un reservorio de importancia secundaria conocidocomo arenisca A-M2.Situación Actual del ProyectoCon los datos obtenidos tras la exitosa perforación de los pozos Ishpingo 3 y 4,la empresa francesa Beicip-Franlab actualizó el cálculo de reservas ydeterminó un volumen mayor al que antes se tenía. La firma francesa, también,elaboró el plan de desarrollo con la opción de industrialización.

La Iniciativa Yasuní - ITTEl interés mundial por la protección del medio ambiente y la visión delPresidente Rafael Correa Delgado de colaborar con el tema, hizo que elGobierno acepte una propuesta de sectores ambientalistas, para entrar en elmercado de carbono y obtener, a cambio de no explotar el campo, una sumaanual de 350 millones de dólares anuales que entregarían los gobiernos einstituciones internacionales interesadas en ello.

Esta original iniciativa plantea:

a. Combatir el cambio climático, evitando la explotación de combustiblesfósiles en áreas de alta sensibilidad biológica y cultural en los países endesarrollo.

b. La protección de la biodiversidad en el Ecuador y el apoyo alaislamiento voluntario de las culturas indígenas no contactadas quehabitan el Parque Yasuní (Tagaeri y Taromenane).

c. El desarrollo social, la conservación de la naturaleza y laimplementación de fuentes renovables de energía, en una estrategiaencaminada a consolidar un nuevo modelo de desarrollo equitativo ysustentable en el país.

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La comunidad internacional participa con un aporte financiero, creando unfondo de capital que será administrado por las Naciones Unidas, con laparticipación del Estado, la sociedad civil ecuatoriana y los contribuyentes.

La Iniciativa plantea al mundo paradigmas más justos y equitativos, hacia unmodelo basado en el buen vivir y en los derechos de la naturaleza.

El Presidente de la República, Rafael Correa, anunció en la Asamblea Generalde la ONU, efectuada en septiembre de 2007, el deseo de mantener bajo tierraalrededor de 846 millones de petróleo en el campo ITT (Ishpingo -Tambocochai - Tiputini), situados en el Parque Nacional Yasuní. Ésta reservanatural es considerada la más grande en biodiversidad, y además es residenciade los dos únicos pueblos con aislamiento voluntario del Ecuador, los Tagaeri ylos Taromenane.

Firma de Fideicomiso

El tres de agosto de 2010 se firmó el fideicomiso para el proyecto ITT entreEcuador y el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo, PNUD.

De esta manera El Ecuador se compromete a mantener indefinidamenteinexplotadas las reservas recuperables de 846 millones de barriles de petróleodel Campo ITT. Así se evita la emisión de 407 millones de toneladas de CO2 ala atmósfera, que es mayor a las emisiones anuales de países como Brasil oFrancia, reduciendo el cambio climático.

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Ubicación del proyecto ITTFuente: (www.ministeriopatrimonio.gov.ec)

CAPÍTULO 6

INDUSTRIALIZACIÓN

Dentro de una correcta visión económica, agregar valor a los productosprimarios es fundamental, porque mejora los precios y genera empleo, de talforma que en ese sentido refinar el petróleo en el territorio nacional ha sido unaestrategia correcta, aunque esto en los últimos años no fue prioridad de losgobiernos, hasta hoy en que se dieron los primeros pasos para la construcciónde una nueva refinería en Manabí.

El petróleo es vital para el desarrollo de los pueblos por la capacidad detransformarse en varios derivados energéticos, que se utilizan en el transporte,agricultura, industria y uso doméstico, es, además, la materia prima para laobtención de otros productos. De los hidrocarburos se obtienen unos 600.000subproductos, mediante procesos de industrialización; sea refinación opetroquímica.

En 1972, cuando CEPE nació, el país contaba con una capacidad de refinaciónde 31.500 barriles por día, en las refinerías Anglo y Gulf, ubicadas en la

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Península de Santa Elena, que producían 23.500 y 8.000 barriles diarios,respectivamente.

En el 2000 Petroecuador incrementó a 175 mil barriles diarios la capacidadtotal de procesamiento de sus refinerías. A la fecha, gracias a la acción de lapetrolera estatal, el país dispone de una capacidad seis veces mayor a la querecibió en 1972, con lo que se ha venido atendiendo eficientemente lademanda nacional de combustibles.

Sin embargo al momento, debido a las características del crudo (algo máspesado, de 26°API) y las nuevas exigencias para combustibles, son necesariasnuevas plantas procesadoras del “residuo”, que queda de los procesos derefinado de las actuales refinerías. Se requiere instalar plantas con tecnologíade alta conversión para aprovechar este material. Posiblemente la nuevarefinería de Manabí disponga de una unidad para este tipo de procesosconocido como mejoramiento de crudo (up grading).

Gerencia de Refinación:

La Gerencia de Refinación (ex Petroindustria) es la encargada de transformarlos hidrocarburos, mediante procesos de refinación, para producir derivadosque satisfagan la demanda interna, tiene los siguientes objetivos:

Industrializar los hidrocarburos, con la mayor eficiencia empresarial,previniendo la contaminación ambiental.

Procesar los crudos que se obtienen principalmente en los campos de laAmazonía.

Abastecer la demanda de combustibles del país.

(ORGANIGRAMA GERENCIA)

¿CÒMO ELPETRÒLEO SE CONVIERTE EN COMBUSTIBLE?

El petróleo, al igual que muchos elementos naturales, debe ser sometido aprocesos de transformación para poder utilizarlo. Grandes plantas industrialesllamadas refinerías se emplean, para obtener los combustibles.

La refinación se cumple en varias etapas, para lo cual se utilizan diferentesunidades de procesamiento:

El petróleo no se extrae en estado puro o limpio, viene acompañado de gas,metales pesados, azufre, sal y otras impurezas. Al llegar a la refinerìa, ingresa,primero, a un tanque desalador, para quitarle la sal. Luego pasa a un horno,donde se calienta a temperaturas de hasta 350 grados centígrados yseguidamente entra a la Torre de Destilación Atmosférica en forma de vapor ylíquido.

En esta torre ocurre la primera separación de varios de los componentes delpetróleo. En su interior, la torre tiene varios compartimientos o platos que están

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a diferente altura y temperaturas, en los cuales se van acumulando los distintosderivados del petróleo.

Los más livianos o volátiles como los gases se ubican en la parte superior y losmenos livianos quedan como líquidos en varios puntos de lastorres de destilación. En el fondo de la torre queda el residuo, es decir la partepesada del petróleo que no alcanzó a dividirse en esta primera fase.

En varios lugares de la torre están conectados unos tubos para recoger losdistintos productos. Así se separan los gases, nafta, diesel, etcétera.

El residuo de las torres de destilación atmosférica ingresa a otras torres en lasque se hace vacío, para obtener otros derivados denominados gasóleos, losque a su vez son enviados a la planta llamada de Craqueamiento CatalíticoFluido o FCC para ser transformados en gas de uso doméstico y gasolina dealto octanaje.

Las gasolinas obtenidas de las torres de destilación atmosférica tienenoctanajes bajos, de cincuenta a sesenta octanos, es decir menor potenciaexplosiva. Para aumentarlo, se utiliza reactores que modifican químicamentelas moléculas de las gasolinas para convertirlas en otras de mayor octanaje.Estos reactores se conocen como las unidades FCC y CCR.

Para reducir el contenido de azufre y mejorar la calidad del gas y de lasgasolinas, están las unidades Merox.

(Ilustrar con gráfico de refinación y de una de las refinerías)

CENTROS DE INDUSTRIALIZACIÓN DEL PAÍS

El país cuenta con cuatro centros de producción de derivados: la Refinería deEsmeraldas, Refinería Amazonas y la Refinería de La Libertad, todas concaracterísticas especiales. También opera una pequeña planta en Lago Agrio(1.000 barriles).

1. REFINERÍA ESTATAL ESMERALDAS (REE)

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Está situada en la provincia de Esmeraldas, en el sector Noroccidental del país,a 3,8 Km. de distancia del Océano Pacífico. La REE fue diseñada y construidaentre 1975 y 1977 para procesar 55.600 barriles por día (BDP). Su primeraampliación, a 90.000 BDP se produjo en 1987. En 1999 concluyó suampliación a 110.000 BDP, adaptándose para procesar crudos más pesados yde menor calidad e incorporando nuevas unidades para mejorar la calidad delos combustibles y minimizar el impacto ambiental.

Productos de la REE

La REE produce gasolina, diesel, kerosene, gas licuado de petróleo GLP), jetfuel, fuel oil No. 4, fuel oil No. 6, asfaltos 80/100 y RC-2, además de butano,propano y azufre sólido.

Cuadro No. 11Producción diaria en Refinería Esmeraldas

(110.000 barriles de carga)GLP 5.000Gasolina Super 30.800Gasolina ExtraDiesel 1 (Kerosene) 1.000Jet fuel 3.700Diesel 2 26.000Fuel oil 45.500Diesel PremiumAsfalto 2.000Pesca ArtesanalAzufre 30 Tm/díaFuente: Informe Unidad de Producción de PETROINDUSTRIAL

DESCRIPCION DE LAS UNIDADES DE PROCESO DE REE

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Unidad de Destilación AtmosféricaConsta de dos unidades de 55.000 barriles diarios (BDP) de capacidad cadauna. En estas unidades, el petróleo es sometido previamente al proceso dedesalado para la eliminación de cloruros (sales) con lo cual se evita la corrosiónde los equipos de la refinería.

El crudo se calienta a 350° C, e ingresa a las torres de destilación atmosférica,en donde se produce la separación de los distintos productos sobre la base delos diferentes puntos de ebullición, obteniéndose: gas combustible 7.5 TMD,GLP, nafta 18.000 BPD, kerosene 9.800 BPD, jet fuel, diesel 23.600 BPD y elresiduo llamado crudo reducido 58.700 BPD, que se destina una parte al Fueloil de exportación y como alimentación de la Unidad de Vacío.

Unidades de VacíoEl crudo reducido, formado por fracciones de petróleo que sobre los 350° C, sedescomponen térmicamente, se somete a fraccionamiento por presión devacío. En este proceso, el crudo reducido previamente calentado se separa engasóleo (pesado y liviano) y fondos de vacío.

Los gasóleos sirven de alimentación a la Unidad de Craqueo CatalíticoFluidizado (FCC).

Unidad de Craqueo Catalítico Fluido FCCEn esta unidad, con una capacidad de 18.000 BPD, la alimentación (gasóleo devacío) formada por largas cadenas moleculares, sometida a temperaturas deunos 520°C en contacto con el catalizador zeolítico en estado fluidizado, setransforma por craqueo catalítico en fracciones moleculares más livianas como:gases, GLP, gasolina del alto octanaje, y destilados medios conocidos comoaceites cíclicos que se usan como diluyentes del fuel oil.(mezcla de residuo derefinación con el diluyente).

Unidad ViscorreductoraEn estas unidades, los fondos de vacío,(parte del hidrocarburo que queda enla base de la columna de proceso) de un alto peso molecular y con altaviscosidad, mediante craqueo térmico, producen el rompimiento molecular dela carga, obteniéndose un producto menos viscoso adecuado para usarsecomo fuel oil, reduciéndose así el uso de diluyentes en la preparación de esteproducto. Adicionalmente se obtiene gasolina con mayor valor que la carga.

Unidad Reformadora SemiregenerativaCon capacidad de 2.780 BPD de nafta de destilación primaria. La nafta pesadaobtenida en las Unidades de Crudo, es de muy bajo octanaje (53 octanos), loque la hace inadecuada para su uso como combustible de automotores; poresta razón en esta unidad, usando un tren de reactores, catalizadores deplatino y renio, y altas temperaturas, se modifica la estructura molecular de loscomponentes de la nafta para obtener compuestos de mayor octanaje.

Unidad Reformadora Catalítica Continua (CCR)Esta unidad debido a su característica de regeneración continua delcatalizador está formada por tres secciones:

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Unidad P1: Hidrotratadora de Nafta pesada de 13.000 BPDSe obtiene nafta hidrotratada, la que tiene un bajo contenido de contaminantescomo son: azufre, agua, halógenos, olefinas, arsénico y metales, para que noafecten el comportamiento de la sección de reformación catalítica. Consta deun reactor con catalizador bimetálico en lecho fijo.

Unidad P2: Reformadora catalítica de 10.000 BPDEl propósito de esta unidad es producir un reformado de alto octanaje rico enaromáticos para el pool (grupo) de mezcla de gasolina. Consta de tresreactores con un lecho movible de catalizador bimetálico en atmósfera dehidrógeno.

Unidad P3: Lazo de RegeneraciónSu propósito es la regeneración continua del catalizador durante la operaciónnormal de la reformadora.

Hidrodesulfuradora de Diesel (HDS: 24.500 BDD)En esta unidad, el diesel obtenido en las unidades de crudo, sometido alproceso de hidrotratamiento, produce diesel con bajo contenido de azufre(menor a 0.05% peso) y libre de compuestos nitrogenados.

Esta unidad consta de un reactor de lecho fijo con dos clases de catalizadores:Catalizador para hidrogenación selectivaCatalizador para hidrodesulfuración del diesel

Con este proceso, el diesel producido en REE satisface las exigencias decalidad normadas por los controles ambientales nacionales e internacionales.

Procesos MeroxEstas unidades de tratamiento son diseñadas para mejorar la calidad de lagasolina y el LPG. Su función es transformar los productos nocivos de azufrey su disminución en los productos terminados.

Tratamiento de jet fuelEste proceso mejora la calidad del jet fuel: elimina totalmente el agua quepuede contener este combustible, además, elimina gomas y otros compuestosácidos, con lo cual se satisface las normas de calidad de los combustibles deaviación.

Tratamiento de gasesLos gases contenidos en el petróleo y los que se generan en las unidades deproceso de REE, se utilizan como combustible en la refinería. Estos gasesrequieren la eliminación de compuestos de azufre y nitrógeno, que de nohacerlo, contaminarán el ambiente al ser quemados en los hornos y calderos.

Tratamiento de aguas amargasLas aguas industriales, que se generan en las diferentes unidades del

procesose envían a esta unidad para su eliminación de compuestos de azufre y

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nitrógeno, posteriormente se reutilizan o son vertidas libres de contaminantes.

Unidad de recuperación de azufreEl gas sulfhídrico que se obtiene del tratamiento de los gases de refinería, deltratamiento de aguas amargas y del proceso Merox LPG, mediante el procesoClaus, permite producir azufre de alta pureza. Estos procesos de tratamientoreducen dramáticamente el impacto de la REE sobre el ambiente.

Planta oxidadora de asfaltosEl residuo de vacío y el residuo de las viscorreductoras, mediante el proceso deoxidación, produce asfalto; el mismo que puede utilizarse como recubrimientoimpermeabilizante y en la fabricación de pilas y baterías eléctricas.

IsomerizadoraEste es un nuevo elemento construido en Esmeraldas sobre una torreexistente, que entró en funcionamiento a finales del año 2007 y el propósito deesta nueva unidad es transformar la nafta de bajo octanaje y alto contenido dearomáticos (nocivos para la salud), en nafta de alto octano y bajo contenido dearomáticos. Este nuevo proceso permite ahora reducir el volumen de naftaimportada para la fabricación de gasolinas.Aumentar: capacidad de almacenamiento

Diagrama de la planta

2. REFINERÍA LA LIBERTAD

Refinería La Libertad

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Refinería La Libertad

Este complejo industrial está ubicado en la península de Santa Elena, provinciadel mismo nombre, en la Calle 27 E Cdla. Las Acacias.AntecedentesLa industria petrolera ecuatoriana tiene su origen en la provincia de SantaElena. Entre 1909 y 1929 en esta zona se desarrollaron varias actividades deextracción petrolera a cargo de empresas privadas nacionales y extranjeras.

En 1919 se fundó en Londres, Inglaterra la compañía Anglo EcuadorianOilfields, para explotar los yacimientos de Ancón, en la península de SantaElena, cuya investigación y exploración había comenzado cinco años antes.

En 1929, esta compañía alcanzó sus mejores logros con la perforación delpozo # 4, que arrojó una producción de tres mil barriles diarios, a la que sumó,posteriormente, la de centenares de pozos.

Entonces, la empresa decidió la construcción de la primera refinería paraproducir, en suelo ecuatoriano, los combustibles que el mercado internonecesitaba y dejar de importar los derivados, especialmente desde Perú.

La refineríaEn 1940, la Anglo Ecuadorian Oilfields instaló la refinería, inicialmente con dosplantas: Foster y Stratford, cerca del actual terminal de derivados, que sealimentaron con la producción de 7 000 barriles diarios de crudo proveniente deAncón que en esa época eran transportados por vía férrea hasta lasinstalaciones de refinación.

La planta Foster funcionó hasta 1956 y la Stratford hasta 1968 y cubrieron el65% de la demanda nacional de derivados de petróleo en el período deoperación.En 1956 se construye una nueva unidad de refinación en dos plantas. Universaly Craking Térmico.

En 1968 se incorporó la planta Parsons con una capacidad inicial de refinaciónde 20 000 barriles diarios. Puso en el mercado nuevos productos como lossolventes para la industria química, el aceite agrícola, para combatir los hongosen las plantaciones bananeras y el JP1, combustible de turbina de aviación.

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Petropenínsula y la reversiónEn 1989 se revertió al Estado ecuatoriano la refinería de la empresa AngloEcuadorian Oilfields, luego de que concluyó la concesión otorgada. El 30 denoviembre de 1989 se conformó la filial llamada Petropenínsula que,posteriormente en diciembre de 1989, se encargó de la operación de lasrefinerías Anglo, y en agosto de 1990, la planta Repetrol, hoy denominadaCautivo.Estas plantas se integraron bajo una misma estructura administrativa yoperativa que se denominó refinería La Libertad.

Actualmente, bajo la administración de Petroindustrial, esta refinería produce45.000 barriles diarios de derivados con una carga anual promedio de14’850.000 barriles.

Esta refinería está equipada con tres unidades de destilación primaria:

Planta Parson con capacidad de 26.000 BPD Planta Universal con capacidad de 10.000 BPD Planta Cautivo con capacidad de 9.000 BPD

La refinería La Libertad procesa un crudo de 28,5 grados API, del que seobtienen los siguientes productos: L.P.G., gasolina base, diesel oil 2, diesel 1,turbo fuel base, rubbert solvent (solvente de caucho), solvente No.1 (de usogeneral), mineral turpentine (solvente de pinturas), spray oil, absorver oil, y fueloil 4.

Cuadro No.12Producción diaria de la Refinería La Libertad(46.000 bpd de Carga)GLP 667Gasolina 6.900Diesel 1 800JP4 1.900Diesel 2 9.000Fuel oil 4 24.500Absorber oil 10Spray oil 482Solventes 320Fuente: Informe diario de la Unidad de Producción de PETROINDUSTRIAL

2.1. PLANTA CAUTIVOEsta es otra planta, ubicada dentro del complejo de la Libertad, con la que secompleta todo el sistema de esa área. Es compacta, con sus propiosgeneradores eléctricos, integrada por tres calderos de 150 libras de presióncada una, tiene su propia tanquería para productos semielaborados, y supropia línea submarina para el despacho de diesel y fuel oil. Procesa 9.000barriles diarios de crudo “Oriente”. La refinería La Libertad creció de 8,5millones de barriles de derivados en 1989, a 15 millones en el 2000.

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El consumo local de residuo es aproximadamente el 60% del volumen total queproducen las plantas, que se traduce en las cantidades siguientes:Los productos derivados del petróleo obtenidos en la refinería La Libertadcubren la mayor parte de la demanda de las provincias de: Guayas, El Oro,Manabí, Cañar, Morona Santiago, Azuay, Galápagos y Loja.

La Refinería La Libertad con 60 años de operación en la península de SantaElena es el centro refinador más antiguo del Ecuador, y ahora el segundo porsu capacidad de producción. Lejos de los criterios de que es una plantaantigua, el buen y permanente mantenimiento la hace muy eficiente.

LÍNEAS SUBMARINASEste parque industrial de Petroindustrial en La Libertad se abastece por unsistema de “cabotaje”, desde Esmeraldas, por lo tanto posee un terminal decarga en el mar, servido por 2 líneas submarinas, con una extensión de 4.390metros mar adentro y un diámetro de 14 pulgadas la nueva. Esta segundalínea de 14” fue instalada en el 2005.

Está adecuada para operaciones múltiples como provisión de productosimportados y exportación de derivados de petróleo que procesan las plantasde La Libertad.

En las boyas internacionales del terminal de La Libertad pueden acoderarbarcos para carga y descarga con una capacidad de 40.000 toneladas y decalado máximo de 38 pies.Aumentar: capacidad de almacenamiento

Diagrama de la planta

3. EL COMPLEJO INDUSTRIAL SHUSHUFINDI

Vista aérea del Complejo Industrial Shushufindi

Ubicado en la provincia de Sucumbíos, región Oriental del país, es elprincipal centro de industrialización de petróleo de esta zona. Posee dosplantas:

Refinería Amazonas Planta de Gas de Shushufindi

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3.1. PLANTA DE GASLa Planta de Gas inició sus operaciones en 1981, fue instalada para procesarel gas asociado que se quemaba en las teas de los campos de producción depetróleo del Campo Shushufindi - Aguarico, Limoncocha y Libertador dePetroproducción.

Su máxima carga es de 25 millones de pies cúbicos estándar de gas asociado,tiene capacidad para producir hasta 500 Tm/día de GLP y 2.800 BPD degasolina.

La planta fue sometida a dos ampliaciones:

La primera comprendió el montaje de compresores de alta potencia en laEstación de Secoya y la construcción de gasoductos, en una extensión de 42Km, para captar y transportar el gas y los licuables que se producen en Secoyay enviarlos a la planta de Shushufindi para su procesamiento.

Esta etapa entró en operación en julio de 1990 y las obras permitieron elincremento de la producción de gas licuado de petróleo hasta alcanzar las 220toneladas métricas diarias.

La segunda etapa entró en operación en marzo de 1992 y contempló laampliación de la planta de gas para procesar 500 toneladas métricas diarias degas doméstico. El gas producido se transporta a través del poliductoShuhufindi-Quito, de donde se lo distribuye para su consumo como combustibledoméstico e industrial.

3.2. REFINERÍA AMAZONAS

Vista aérea del Complejo Industrial Shushufindi

El Complejo Industrial Shushufindi se complementa con dos unidades dedestilación atmosférica de 10.000 BPD de capacidad cada una, la Refinería-1inició su operación en 1987 y la Refinería-2 en 1995 de las cuales se obtienecomo productos finales gasolina extra, diesel-1, jet-fuel, diesel-2 y residuo, esteúltimo es devuelto a Petroproducción (se inyecta al Oleoducto secundarioShushufindi-Lago-Agrio).Aumentar capacidad de almacenamiento

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Diagrama de la planta

La Planta de Gas y la Refinería Amazonas-2 poseen sistemas de controldistribuido Foxboro, en el cual, el monitoreo y control del proceso se efectúa através de una pantalla manejada por un sistema computarizado. Por ser lossistemas de control distribuido de Planta de Gas y Amazonas-2 similares, ellosestán interconectados, lo que permite acceder a cualquiera de los dossimultáneamente de uno u otro panel, existiendo además pantallas de controlen la Superintendencia de Plantas y Superintendencia General.

Refinación y RendimientosPor ser las unidades de destilación directa, la separación de los productos seefectúa aprovechando los diferentes puntos de ebullición de los cortes.El rendimiento de diseño y real de las unidades Amazonas 1 y 2 es el siguiente:

Cuadro No. 13

Producción diaria de Refinería Amazonas (20.000 bls de carga)AMAZONAS 1 CORTE KERO CORTE JET-FUELPRODUCTOS DISEÑO REAL DISEÑO REAL

% % % %

Gasolina 27 22 24 22Dest./Jet 3.2 3.6 8 5.5Diesel-2 26.5 29.5 23 28Residuo 43 44 43 44

AMAZONAS 2 CORTE KERO CORTE JET-FUELPRODUCTOS DISEÑO REAL DISEÑO REAL

% % % %

Gasolina 26 22.5 24 22Dest./jet 2.4 3.5 8 5.5Diesel-2 27.5 29.5 23 28Residuo 44 44 44 44Fuente: Informe diario de la Unidad de Producción de Petroindustrial

4. PLANTA MODULAR DE ESTACION SECOYAPara mejorar la captación de líquidos y gas de los campos Libertador yLimoncocha, en la Amazonía ecuatoriana, se concibió la instalación de unanueva planta para tratamiento del gas y además para aprovechar la capacidadinstalada de la planta de Shushufindi que tiene capacidad hasta 500 T/d y almomento dispone de un rango operativo libre de por lo menos 200 T/d.

La planta está formada por 19 módulos construidos en fábrica y ensambladosen el sitio, lo que permite su reubicación en caso de requerirlo en el futuro. Esla única planta de tipo medular, con moderna tecnología, lo que permite quetodos los procesos sean programados a través de un sistema informático, detal forma que sus operadores apenas son tres personas. Su capacidad deprocesamiento es de 5 millones de pies cúbicos de gas asociado y se recuperaaproximadamente 42 gpm de líquidos.

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6. OTROS PROYECTOS

ActualizarPETROECUADOR dentro de su planeación estratégica, tiene en desarrollotres proyectos complementarios para la captación del gas asociado quese producen en los campos de extracción petrolera, junto con elhidrocarburo y por tanto se quema al aire.

Ha sido preocupación fundamental desarrollar estos proyectos,lamentablemente la falta de una política de desarrollo para la empresa,determinaron que el esfuerzo de sus técnicos se limite a esperar laejecución de los proyectos. Intereses externos también han demorado losproyectos.

Están en marcha las estaciones de Aguarico; Parahuacu y Atacapi,ubicadas en los campos de esos mismos nombres. Con elfuncionamiento de estas cuatro plantas se espera agregar unas 50Toneladas Métricas diarias a la producción de GLP de la Planta deShushufindi.

Esto significará un ahorro para el País que ahora importa un 74 % del GLPque se consume. Con estos proyectos se podría llegar a abastecer hastaun 55 % del mercado.

CARGAS A REFINERÍAS

Se denomina como “carga de refinería”, a la cantidad de barriles de petróleoque se introducen en el sistema, para obtener varios tipos de productos,mediante combinaciones de las diferentes unidades que conforman la plantade refinación.

Si una planta tiene una capacidad nominal de 100 barriles, es el tope al que sepuede llegar en condiciones óptimas, es decir que al año multiplicaríamos por365 días y tendremos un volumen de 36.500 barriles, pero generalmente y enel caso de Petroindustrial las plantas tienen 30 años operando, por lo que esnecesario cada dos años realizar mantenimientos programados (conocidoscomo “paros”), que permiten reparar las unidades que por el uso, latemperatura y la corrosión son continuamente afectadas, sin embargo de elloPetroindustrial mantiene un rendimiento promedio en sus plantas del 92 %.Insertar cuadro de cargas en las tres refinerías

Cuadro No. 14.PRODUCCION NACIONAL DE DERIVADOS (Informe Anual 2010-2011)

CAPÍTULO 7

TRANSPORTE Y ALMACENAMIENTODE CRUDO Y DERIVADOS

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Tramo del Oleoducto Transecuatoriano

Gerencia de Transporte y Almacenamiento:

Uno de los cambios más notables en esta etapa de reestructuración de lapetrolera pública es la creación de esta gerencia, que aglutina dos actividadesimportantes dentro de las fases de la industria hidrocarburífera: el transporte yacopio de petróleo y combustibles.

La gerencia de Transporte y Almacenamiento es la encargada de transportareficientemente el petróleo crudo por el sistema de oleoductos, asegurando laentrega oportuna para la exportación y refinación, así como de movilizar losderivados para el abastecimiento del consumo interno a través de la red depoliductos.

(ORGANIGRAMA GERENCIA)

El transporte de petróleo es una de las actividades del conjunto de operacionesde la industria, que a través de una actividad sostenida, almacena y conduce elcrudo a diferentes puntos de entrega, sea para su venta o exportación, o paraabastecer a las refinerías y procesar derivados o combustibles.

El transporte de petróleo se realiza mediante “oleoductos” (tubería) para elpetróleo y “poliductos”, para los combustibles, el término “poli” se aplica por quellevan diferentes tipos de productos.

El transporte por vía marítima, es una operación que se denomina “cabotaje”,es decir se lo hace a través de buque-tanques entre puertos, entre el Terminalde Balao en Esmeraldas hasta el Terminal de La Libertad, en Santa Elena.

EL SISTEMA DE OLEODUCTO TRANSECUATORIANO (SOTE)

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Terminal Petrolero de Balao

Antecedentes

El 17 de julio de 1970 el consorcio Texaco-Gulf suscribe con la compañíanorteamericana William Brothers, el contrato de construcción del Sistema deOleoducto Transecuatoriano. El costo fue de USD 117 000 000 y suamortización se dio en 14 años.

Originalmente la tubería del oleoducto fue diseñada para transportar 410 000BPPD de 30º API, con una capacidad inicial de transporte instalada de 250 000BPPD, con una tarifa de USD 0,24 por barril. Fue inaugurado el 26 de junio de1972.

El 16 de agosto de 1972, CEPE exportó su primer cargamento de 308 283barriles de petróleo de 28.1º API desde el puerto de Balao, provincia deEsmeraldas, en el buque Texaco Ana Cortés, con destino a Trinidad.

El crudo exportado se vendió a USD 2,34 el barril, recursos que recibió elEstado como parte correspondiente a las regalías del consorcio.

El 01 de octubre de 1989 se revierte al Estado ecuatoriano las instalacionesdel oleoducto hasta entonces operado por la compañía Texaco. Se integró lafilial temporal Petrotransporte, que se encargó de su administración yoperación.

En mayo de 1994, el Gobierno Nacional transfiere las instalaciones del SOTE aPetroecuador matriz, bajo la denominación de Gerencia de Oleoducto.

Desde el 26 de junio de 1972, opera el Sistema de OleoductoTransecuatoriano, SOTE, con una capacidad de transporte instalada que fueampliada hasta un volumen de 390.000 mil barriles diarios.

Existe un ducto alternativo al Transecuatoriano, es el ramal denominado LagoAgrio–San Miguel, de 20 kilómetros, que se interconecta con el oleoductoTrasandino de Colombia, (OTA). Por este ramal cuando es necesario sepueden evacuar entre 40 mil y 50 mil barriles diarios de petróleo liviano.

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El Sistema de Oleoducto Transecuatoriano (SOTE) está integrado por loscentros de almacenamiento en Lago Agrio (Provincia de Sucumbíos) y Balao(provincia de Esmeraldas); el ducto propiamente dicho; estaciones de bombeo,estaciones reductoras de presión, y las monoboyas para el amarre de losbuque-tanques.Aumentar: capacidad de almacenamiento

La línea (tubos unidos por sueldas) de oleoducto es sobre el niveldel mar (SNM) de 497,7 kilómetros de extensión sobre tierra y 7,2kilómetros desde el borde de la playa hasta las boyas de anclaje delos barcos.

La tubería tiene un diámetro de 26 pulgadas en 429,4 kilómetros(desde Lago Agrio hasta San Juan y desde Santo Domingo hastaBalao) y en un tramo de 68,2 kilómetros (desde la estación SanJuan hasta Santo Domingo) tiene una tubería con diámetro de 20pulgadas. Esta obra de ingeniería atraviesa las tres regionesnaturales del país: Amazonía, Sierra y Costa.

El trabajo de bombeo se inicia en Lago Agrio, actual provincia de Sucumbíos,en donde se almacenan 1’500.000 barriles de crudo provenientes de los 40campos petroleros.

La cabecera de la estación de Lago Agrio tiene una capacidad dealmacenamiento de 1’500.000 barriles. A estos se suman, dos tanques de250.000 barriles, adquiridos en los últimos años a la compañía YPF. Aquíconverge toda la producción petrolera de propiedad del Estado ecuatoriano.También Lago Agrio es el punto de despacho del resto de la producciónnacional de petróleo que ejecutan las empresas privadas y lo transportan através del OCP (Oleoducto de Crudos Pesados).

El ducto de acero atraviesa la cordillera de los Andes. Alcanza una alturamáxima de 4.096 metros, cerca de Papallacta, característica que lo convierteen uno de los más altos del mundo.

(Gráfico del perfil del oleoducto Pág. 8 de Folleto SOTE )

Estaciones de BombeoEl mecanismo de bombeo consta de cinco estaciones en el ascenso oriental yuna en lado occidental.Lago AgrioLumbaquiEl SaladoBaezaPapallactaQuinindé

En cada estación oriental se dispone de siete unidades de bombeo que sumanen total una potencia de 88.550 caballos de fuerza, capacidad suficiente para

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mover un barco trasatlántico. Mediante este mecanismo, se impulsa el crudodesde la Amazonía hasta la cima de la Cordillera de los Andes.

En el lado occidental de los Andes está la nueva estación de bombeo Quinindé,con potencia total de 12.600 caballos de fuerza. Esto totaliza una potencia deempuje de 101.150 HP.

Reductoras de PresiónEn la vertiente occidental de los Andes, el ducto tiene cuatro estacionesreductoras de presión: San Juan, Chiriboga, La Palma, Santo Domingo, queregulan la velocidad de descenso del crudo desde esta cordillera hasta elpuerto de Balao, en Esmeraldas.

Al final de la “línea” en la costa, junto al Océano Pacífico, se encuentra elterminal de Balao tiene una capacidad de almacenamiento total de 3´220.000barriles.

Dispone además, de dos monoboyas para acoderar buques tanques de hasta100.000 toneladas de peso muerto (DWT). Allí es donde los barcos amarranpara recibir la carga y llevar el crudo hacia diferentes mercados internacionales.

El oleoducto está tendido, en su mayor parte, junto a carreteras para facilitar sucontrol y mantenimiento. El 50% de la tubería se encuentra enterrada, debido aque las condiciones topográficas así lo exigen.

Cuadro Nro. 15

Cifras del SOTECapacidad de bombeo Potencia instalada Capacidad de

Almacenamiento360 000 BPPD* paracrudo de 23,7º API

101.150 HP*en el SOTE 2 000 000 barriles enLago Agrio

390 000 BPPD paracrudo de 23,7º API conreductor de fricción

2 500 HP en el OTA*(Lago Agrio)

3 220 000 barriles en elTerminal de Balao

BPPD: barriles promedio por díaHP: Horse Power*OTA: Oleoducto Trasandino de Colombia

Ampliaciones del SOTE

El SOTE transportó 250.000 barriles diarios de petróleo, desde el 26 de juniode 1972 (inauguración) hasta 1985.

En mayo de 1985 amplió su capacidad de transporte de 250.000 a 300.000barriles por día de operación, para un crudo de 29 grados API.

En marzo de 1992 entró en funcionamiento la segunda ampliación de300.000 a 325.000 barriles por día de operación, para un petróleo de 28,5grados API.

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La inversión total del proyecto ascendió a 3.100 millones de sucresdestinados a compras locales y 5,5 millones de dólares para importación deequipos. Esta suma fue financiada totalmente con recursos dePetroecuador.

En octubre de 1999 se realizó la tercera amplaición del SOTE a 390 000BPPD, utilizando químicos reductores de fricción, mediante conveniossuscritos con las empresas Arco Oriente-Agip Oil e YPF (hoy Repsol-YPF),y fue inaugurada el 24 de junio de 2000. Consistió en: construcción de unanueva estación de bombeo, Quinindé; cambio de válvulas en las reductorasde presión; repotenciación de los motores existentes en Baesa y Papallacta; y , la instalación de un séptima unidad en las cinco estaciones de bombeo.El costo total fue de USD 54 842 000.

EL OLEODUCTO TRASANDINO (OTA)Ecopetrol, petrolera estatal colombiana, presta un servicio adicional, cuando serequiere, para el transporte de crudo de 28 grados API de propiedad dePetroecuador. Esta operación se realiza mediante el oleoductoTrasandino(OTA) de su propiedad. Este sistema que parte desde la poblaciónde Orito en Colombia, tiene un ramal de 26 kilómetros, propiedad dePetroecuador, conectado al sistema, por el cual se envía el crudo cuando esnecesario a la línea del OTA y se transporta el crudo ecuatoriano hasta elterminal petrolero de Tumaco, en el Pacífico.

Por esta vía que tiene una extensión de 360 kilómetros, Petroecuador trasladaentre 45 mil y 60 mil barriles de crudo liviano, cada vez que requiere. Este sealmacena en Tumaco y por cabotaje (transporte por vía marítima de crudo y/oderivados) se lleva hasta la península de Santa Elena, para la Refinería LaLibertad.

El oleoducto Trasandino se utiliza como vía alterna para transportar laproducción de petróleo desde Lago Agrio, a raíz que ocurrió el terremoto de1987.

El 14 de mayo de 1998, en Bogotá se suscribió el Acta de acuerdo para elservicio de transporte de crudo entre Ecopetrol y Petroecuador, que permite eluso de la capacidad de bombeo por el OTA hasta 100.000 barriles por día decrudo liviano.

El sistema compuesto, es decir SOTE más OTA, llegaron a transportar unpromedio de 440.000 BPPD, 390.000 de crudo de 24 grados por el SOTE y50.000 de crudo de 29 grados por el OTA.

EL RAMAL DE VILLANO (OTRO OLEODUCTO EN LA RED)Este ramal transporta 40.000 barriles diarios de la producción del campoVillano, en la provincia de Pastaza, hasta el SOTE, en Baeza. Fue construidopor la empresa estadounidense ARCO, con cargo al contrato de prestación deservicios con Petroecuador, es decir es propiedad del Estado ecuatoriano.

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Tiene una extensión de 135 Km. y fue construido con las más sofisticadastécnicas para zonas frágiles, para disminuir al máximo el impacto ambiental.

Este diseño e instalación del ramal se realizó sin necesidad de abrir caminos ode usar equipo pesado. Todo el material, equipo y mano de obra se transportópor helicóptero y se instaló con un novedoso sistema de cremallera elevada,utilizada en el transporte de la cosecha de uvas para terrenos montañosos.

La primera sección de 37 kilómetros de esta línea de flujo, atraviesa selvavirgen, constituyó un reto para los constructores quienes manejaron elconcepto de tubería invisible, aplicando el ingenio y la experiencia de equipospara cosechar uvas.

A lo largo de la ruta se instalaron seis válvulas de cierre de operación remota.Este número de válvulas, considerablemente por encima del que requiere untrecho de solo 37 km., asegura un mínimo daño ambiental en caso de underrame y están vigiladas desde las instalaciones centrales de producción através de cable de fibra óptica. La energía para activar las válvulas proviene depaneles solares.

Actualmente el SOTE recibe 30.000 barriles diarios de 20,4º API de este ramaly su curva de transporte tendrá un pico mayor hasta 40.000 bppd.

OCP, NUEVO OLEODUCTO PARA CRUDOS PESADOS, INFRAESTRUCTURAPRIVADAEste es un oleoducto privado, que será revertido al Estado, luego de suamortización y después de 20 años de operación.

La necesidad de evacuar la producción de las multinacionales que operan en elEcuador, obligó a Petroecuador a mezclar su crudo liviano con los pesados deéstas, hecho que redujo la calidad del crudo de la Empresa Estatal por lamezcla, hasta 23,7º API y consecuentemente a utilizar químicos reductores defricción para su transporte, lo que eleva también el costo.

Por otro lado, la necesidad de incrementar la producción de crudo liviano ypesado de Petroecuador y las empresas con concesiones determinó que elGobierno Nacional, el 14 de febrero de 2001, firme la autorización para laconstrucción del sistema de transporte de crudos pesados, con el consorcioOCP Limited, culminando un proceso de negociaciones que duró más de unadécada.

La compañía OCP Limited está integrada por las empresas: AEC OCPHoldings Ltd., Repsol YPF-Ecuador S.A.,Occidental del Ecuador Inc, Keer-McGee Ecuador OCP Holdings Ltd., Agip International BV y TechintInternational Construction Corp.

Características del OCPEs un sistema de transporte integrado por un oleoducto de aproximadamente500 kilómetros de longitud, que conecta la cabecera de recepción de crudo(proveniente de los productores) de Nueva Loja (Lago Agrio) con el terminalmarítimo de Balao.

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El tubo sigue la ruta del SOTE, excepto por la desviación en el área Norte deQuito y otras que son necesarias para mantener la integridad tanto del OCPcomo de otros ductos.

CapacidadEstá diseñado para transportar petróleo entre 18º y 24º API, en un volumenpico de 471.300 barriles por día, desde Nueva Loja (Lago Agrio) hasta el puntode inyección del ramal que viene del bloque 10, en las cercanías de Baeza.

Desde allí puede transportar un volumen pico de 518.000 barriles por díadesde Baeza hasta el parque de tanques del terminal Marítimo del OCP, cercade Balao, en el Pacífico.

El Oleoducto de Crudos Pesados está compuesto por:

Tanques de almacenamiento en Lago AgrioUn parque de tanques de recepción de petróleo pesado de 1’200.000 barrilesde capacidad operacional.

Cinco estaciones de bombeo y dos estaciones reductoras.

Tanques de almacenamiento y despacho en el Terminal Marítimo del OCP, en lascercanías de Balao.

La infraestructura de almacenamiento de petróleo crudo en Balao es de3’750.000 barriles.

Terminal marino de carga de buquesEl terminal Marítimo de carga de buques petroleros dispone de dos oleoductosen tierra, que conectan los tanques de almacenamiento con los conductossubmarinos, desde la playa al mar.

Los sistemas de boyas de amarre de buques, uno con capacidad de 130.000toneladas métricas y el otro para 250.000 toneladas métricas.

Sistema de comunicación y detección de pérdidasLos sistemas de SCADA (Supervisory, Control and Data Acquisition), decomunicación y detección de pérdidas están diseñados con capacidad deconservar la información en caso de falla de cualquiera de los componentes.El sistema de comunicaciones funciona a través de un circuito de satélites

Aspectos legalesDe acuerdo con el contrato, la compañía OCP Limited administrará y operará elnuevo oleoducto, por un período de 20 años.

En vista de que el Estado no garantiza a la compañía la rentabilidad delnegocio, si no amortizó sus inversiones dentro del plazo, no habrá ampliacióndel plazo y se revertirá al País.

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ALMACENAMIENTO DE CRUDO

El hallazgo de las reservas petroleras en la Región Amazónica ecuatoriana,que se logró bajo un esquema legal instaurado en 1968, generó el desarrollode una serie actividades productivas en el país, parte de ello fue el desarrollode infraestructura como la construcción de centros de acopio del crudo y líneassecundarias de transporte provenientes de los yacimientos.

La capacidad operativa de almacenamiento de petróleo en el DistritoAmazónico de Petroecuador, en la actualidad suma 770.000 barriles,distribuida en diez estaciones de producción, en los campos petroleros.

A esto se suma la capacidad de almacenamiento instalada tanto en la cabeceradel Oleoducto Transecuatoriano, en Lago Agrio, (provincia de Sucumbíos) de1’500.0000 barriles, como en el puerto petrolero de Balao, (provincia deEsmeraldas) de 3’320.000 barriles.

La capacidad total de almacenamiento de crudo instalada por Petroecuador esde 5’990.000 barriles y la de Ecuador, sumado el OCP, es de 10´940.000barriles.

Cuadro No. 16CAPACIDAD TOTAL DE ALMACENAMIENTO DE CRUDO DE PETROECUADORUBICACIÓN Número de tanques Capacidad operativaEstaciones dePetroproducción

10 770.000 BLS

Cabecera del SOTE(LAGO AGRIO)

6 1’500.000 BLS.

Adicionales adquiridos apetrolera privada.

2 500.000 BLS.

Puerto de Balao(Esmeraldas)

10 3’220.000 BLS.

Total: 28 5’990.000 BLS.Fuente: Información de Petroproducción y el SOTE

TRANSPORTE Y ALMACENAMIENTO Y COMERCIALIZACIÓN DE PRODUCTOSDERIVADOS DEL PETROLEO

El transporte y el almacenamiento de derivados son dos etapas claves paramantener funcionando eficientemente el sistema de provisión de combustiblesdel país.

La Gerencia de Transporte y Almacenamiento es, también, la responsabledel transporte, almacenamiento y comercialización de derivados de petróleo enel territorio nacional.

Su misión es abastecer de combustibles al país, dentro de un mercado de librecompetencia y administrar la infraestructura de almacenamiento y transporte decombustibles del Estado.

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Basta recordar cuando no existía la industria nacional, el proveedor decombustibles importados imponía precios y condiciones en el mercado y losdistribuidores al detal, a más de vender producto adulterado y sin medidaexacta, presionaban con paros de distribución de combustible para obtener delGobierno lo que querían.

Estación Corazón del Poliducto Esmeraldas-Quito

La Gerencia de Transporte y Almacenamiento distribuye tres tipos de derivadosdel petróleo:

Los básicos, o de consumo masivo, (gasolinas, diesel, gas) que por su fácilcombustión son de gran demanda y se expenden a través de estaciones deservicio y de manera directa para el consumo eléctrico e industrial.Los especiales, son productos que se entregan a clientes específicos; y,Los residuos, que resultan del proceso de refinación y tienen demanda en laindustria.

Los derivados especiales y residuos se expenden desde los centros dedespacho de la gerencia, ubicados en las Refinerías Esmeraldas y La Libertad,y en los terminales “El Salitral” y “El Beaterio”.

En el caso del Jet fuel y del Avgas, Petrocomercial Abastecedora cuenta coninstalaciones en los aeropuertos de Quito y Guayaquil, desde donde seefectúan las transferencias a las comercializadoras privadas y a la red declientes de la Comercializadora Petrocomercial.

(Insertar organigrama de la gerencia, .. .)

ALMACENAMIENTO DE DERIVADOS

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Tanques de almacenamiento de derivados

A través de la Gerencia de de Transporte y Almacenamiento el país dispone deuna capacidad operativa de almacenamiento de 2 662 617barriles, dividida en:1 345 588 barriles en la Zona Norte y 1 317 029 en la Zona Sur del Ecuador,que se distribuyen en 103 tanques y seis salchichas y 10 esferas de gas que seubican en los diferentes terminales del país. (Actualizar)

En la década de los 60, Ecuador disponía de un solo ducto para el transportede derivados, denominado Durán-Quito, en la actualidad posee una red depoliductos importante que garantiza el abastecimiento de la creciente demandanacional, a menor costo, disminuyendo los riesgos que representa el transportea través de autotanques.

En 39 años de vida institucional, la gerencia amplió la infraestructura detransporte y almacenamiento de derivados a nivel nacional, incrementando lacapacidad de acopio de derivados de 384 mil barriles en los años 70, a …millones de barriles a noviembre de 2008.

Almacenamiento de gas en Itulcachi

Cuadro No. 17-----------------------------------------------------------------------------------------TIPO DE PRODUCTO SECTOR

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BásicosGasolina Super 89 octanos automotrizGasolina Extra 85 octanos automotriz, comercialDiesel Oil 1 transporte terrestre,

industriaDiesel 2 eléctrico, industriaNafta base industria hidrocarburífera.Fuel oil eléctrico y navieroEspecialesGasolina 100/130 octanos transporte aéreoJet fuel A-1 transporte aéreoJet fuel JP-4 transporte aéreoDiesel marino pesqueroAvgas transporte aéreoResiduosSpray oil industria de PinturasMineral turpentine agrícola (fumigación)Solvente 1 industria de pinturasAsfaltos AP-3 obras públicasRC-250 y oxidado obras públicasAzufre industria agrícola.

Gas licuado de petróleo industrial, residencial---------------------------------------------------------------------------------------------------Fuente: Gerencia de Producción de PetroindustrialPara transportar derivados de petróleo se emplean poliductos, gasoductos,buque-tanques y los autotanques. La política del transporte aplica el principiode abastecer a todas las zonas de consumo, en el menor tiempo y al más bajocosto.

En la década del 30, para transportar los combustibles producidos por Anglo seutilizaba el ferrocarril. La naciente industria petrolera contaba con un deficientesistema de transportación, que frecuentemente causaba desabastecimiento enel mercado interno, cuando el invierno producía interrupciones en carreteras yvías férreas.

Hasta la década del 60, el Ecuador disponía de un solo ducto para el transportede derivados, denominado Durán-Quito, de 315 kilómetros de longitud. Cuandoinició las exportaciones de crudo, el Estado revertió los ingresos por este rubroen la construcción e instalación de 1.597 kilómetros de poliductos, queactualmente unen los centros de refinación con los principales puntos dedistribución.

Este sistema garantiza el abastecimiento de la creciente demanda nacional, amenor costo, disminuyendo los riesgos que representa el transporte deautotanques. A través de esta red se movilizan diariamente 100.000 barriles,(4.2 millones de galones) de diversos productos.

Cuadro No. 21SISTEMA ACTUAL DE TRANSPORTE DE DERIVADOS

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MEDIANTE LA RED DE POLIDUCTOS INSTALADA EN EL PAÍS (Actualizar)POLIDUCTO Estación de

bombeo y/oreductora

UbicaciónProvincia

Longitud Capacidad detransporte b/d

ESMERALDAS-STO.DOMINGO

El BeaterioCorazónFaisanesEsmeraldasSto. Domingo

QuitoSan JuanVía Aloag-Sto.DomingoEsmeraldasSto. Domingo

253 60.000

SHUSHUFINDI-QUITO

ShushufindiQuijosOsayacuChalpiEl Beaterio

SucumbíosPastazaPastazaPapallactaQuito

305 10.800

QUITO-AMBATO

El BeaterioAmbato

QuitoAmbato

113 12.000

POLIDUCTOSDE LA COSTASTO.DOMINGO-PASCUALES

Sto. Domingo-Pascuales

Sto. DomingoGuayas

275 38.400

LIBERTAD-PASCUALES

La Libertad-Pascuales

Guayas 128 21.600

LIBERTAD-MANTA

La Libertad-Manta

GuayasManabí

170 8.400

TRES BOCAS-PASCUALES

Tres Bocas-Pascuales

GuayasGuayas

20 71.500

TRES BOCAS–SALITRAL(GLP)

Tres BocasSalitral

GuayasGuayas

5.5 36.000

TRES BOCAS-FUEL OIL

Tres BocasFuel Oil

GuayasGuayas.

5.6 48.000

Fuente: Información de la Unidad de Ingeniería de Petrocomercial

ALMACENAMIENTO DE DERIVADOS

Antes de 1976, cuando la comercialización interna estaba controlada por lascompañías Anglo y Gulf, la infraestructura de almacenamiento de derivados eraprecaria. En 1974, en el país existían 10 depósitos de almacenamiento decombustibles, con una capacidad de 384 mil barriles.

En el 2004 el país dispone de una capacidad operativa dealmacenamiento de 3’016.035 barriles dividida en 1’381.261 en lazona Norte y 1’634.774 en la zona Sur, que se distribuyen en 120tanques para combustible líquidos y gas que se ubican en losdiferentes terminales del territorio nacional.

En el 2007, Petrocomercial despachó 11 tipos de derivados:gasolina super y extra, Diesel 1, Diesel 2, Fuel oil No. 4, Asfalto,Solventes, Spray oil, GLP, Jet Fuel, Nafta base 90 (sector eléctrico),combustible para pesca artesanal, y Residuo, por un volumen total

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de 66’708.543 toneladas, superando en 1.43% las entregas del2006.

En Galápagos opera un terminal de productos limpios en la isla de Baltra.La infraestructura de almacenamiento de GLP está ubicada en Oyambaro,cerca de Quito y El Salitral, Guayaquil, con una capacidad de 6.100 toneladasmétricas.Petrocomercial tiene dos plantas de envasado de GLP, tanto en Oyambarocomo El Salitral.

Cuadro No. 22CAPACIDAD DE ALMACENAMIENTO DE DERIVADOS EN TERMINALES(en barriles)

UBICACIÓN No.TANQUES

VOLUMENOPERATIVO

VOLUMENTOTAL

Ambato 8 133.128 137.879Riobamba 5 8.490 8.944Loja, La Toma 4 4.279 4.537Cuenca, Chaullabamba 8 96.936 110.387Quito, El Beaterio 17 607.098 630.105Quito, Oyambaro* 3 27.960 30.000Santo Domingo 9 248.702 271.569Shushufindi 2 36.000 40.000Esmeraldas, Cabecera del Poliducto 10 449.978 497.608Guayaquil, Pascuales 24 938.286 975.671Guayaquil, El Salitral - Fuel Oil 2 63.318 70.111Guayaquil, El Salitral – Gas Licuado 9 36.378 40.065Manta, Barbasquillo 8 136.198 139.814La Libertad 6 127.263 135.925Galápagos 5 22.262 23.420TOTAL 120 2’936.276 3’116.035• Nuevo terminal en funcionamiento desde el 2002, en reemplazo de las instalaciones de GLP de El Beaterio.Fuente: Informe de la Unidad de Ingeniería de Petrocomercial.

c) ALMACENAMIENTO FLOTANTE DE GLP

Desde 1960, Ecuador importa gas de uso doméstico (GLP), para satisfacer lademanda interna. La entidad encargada de esta actividad era el Ministerio deRecursos Naturales. Cuando se creó CEPE en 1972 y Petroecuador en 1989,estas instituciones sucesivamente asumieron tal actividad. El combustible, seimportaba desde México y Venezuela, a través de empresas privadas yestatales.

En abril de 1985 se adoptó la modalidad de importar GLP con almacenamientoflotante, el Gobierno contrató el buque –tanque Darwin, de la compañíaFourness Vithy, que permanecía anclado en aguas cercanas al oeste de la islaPuná.

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Desde allí, mediante embarcaciones pequeñas (5 mil toneladas) se realizan lasoperaciones de “alije” del producto hasta el muelle de Tres Bocas, (Guayas),desde donde se bombea por un poliducto hasta el terminal de GLP de ElSalitral (Guayas), donde se almacena, envasa y despacha a las envasadorasprivadas que operan en el mercado interno.

A partir del 2001, ganó el contrato, por dos años la empresa holandesaTrafigura Beheer, que puso otro barco para el almacenamiento y desde esafecha ha venido ganando los concursos bianuales de provisión de 600.000toneladas métricas de gas licuado de petróleo por año. La compañía provee,mensualmente, a Petroecuador 40.000 toneladas métricas, y debe mantener unvolumen de reservas de 11.000 TM de seguridad a fin de garantizar elabastecimiento del mercado interno. Los sucesivos concursos que ha ganadoesta empresa determinan que deberá abastecer del 2009. El último concursoen 2007 permitió obtener un a sustancial rebaja en el precio.

PETROECUADOR por otro lado firmó en el 2007 un acuerdo con la empresanacional de transporte petrolero, FLOPEC, para que construya una planta dealmacenamiento de gas en tierra y otras facilidades de transporte, obra quereducirá costos y dará una mayor seguridad al abastecimiento. La operacióndel sistema tendrá una vigencia de 20 años, hasta amortizar la obra.

Petroindustrial, con el propósito de disminuir las importaciones del combustible,desarrolla nuevos proyectos de captación de gas en los campos de laAmazonía con los cuales, se calcula alcanzar la producción máxima parallenar la capacidad de la planta productora de GLP en el Complejo IndustrialShushufindi, que actualmente funciona al 60 % por falta de materia prima.

La ex filial Petrocomercial propuso, desde 1998, el cambio de almacenamientode GLP, en tierra y un sistema de abastecimiento por mar, con el propósito deabaratar los costos.

Gerencia de Comercialización:

Esta dependencia tiene a su cargo comercializar los derivados dehidrocarburos con procesos altamente tecnificados, a fin de satisfacer lademanda a nivel nacional, con estándares de cantidad, calidad seguridad,oportunidad y responsabilidad, respetando al individuo y al ambiente,incursionando en la comercialización en mercados internacionales.

(Agregar algo más)

MECANISMOS DE COMERCIALIZACION

Para dar agilidad a la nueva modalidad de comercialización de derivados depetróleo en el país, Petrocomercial implantó el Sistema de Facturación deDerivados, a través de la banca privada que tiene cobertura nacional y seconecta con el sistema de teleproceso de la filial.

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Áreas de Operación:Estación de servicio Amazonas (Quito)Estación de servicio Guayaquil (Guayaquil)Estación de servicio Puerto Ayora (Isla Santa Cruz)Estación de Servicio Puerto Baquerizo (Isla San Cristóbal)Estación de servicio Esmeraldas (Esmeraldas)Red de 179 gasolineras asociadas, en las diferentes regiones del país.

Petrocomercial ComercializadoraEl 29 de enero de 1995, se creó la Comercializadora de Petrocomercial comomarca, (igual a Mobil, Texaco, Puma, etc.) organización destinada a competircon las comercializadoras privadas de otras marcas (se entiende que siendo unelemento de la filial tiene autonomía de gestión). En la fecha señalada seobtuvo la calificación como tal para actuar en forma independiente.

Cuenta con cinco estaciones de servicio propias, una en Quito, otra enGuayaquil, dos en la provincia insular de Galápagos, y una en Manabí,además cuenta con más de un centenar de estaciones de servicio afiliadas a lared y venden con la marca Petrocomercial, en 16 provincias del país. En sumayoría están ubicadas en sitios marginales, demostrándose la decisión de laEmpresa Estatal en apoyar a las zonas alejadas aún cuando económicamenteno es rentable, son los servicios que presta el Estado y que no los asume laempresa privada.

La gasolinera de Petrocomercial en Quito, vende diariamente alrededor de22.000 galones de gasolina super y 25.000 galones de gasolina extra,operando las 24 horas del día. Un volumen similar opera la estación deGuayaquil.

Genera una considerable rentabilidad al Estado y, pese a las limitacioneseconómicas de la Filial, constituye un ente regulador del mercado en lacomercialización de combustibles. Su excelente servicio de “calidad y cantidad”ha ganado el favor del público.

FacturaciónEl sistema de comercialización y facturación de derivados, está manejado porun sistema electrónico de red, que facilita y controla los despachos en tiemporeal, garantizando la eficiencia y seguridad en las operaciones a la vez quepermite el control operativo y financiero.Cuadro No. 18

CONSOLIDADO DE VENTAS DE DERIVADOS EN EL MERCADO INTERNOAño Volumen (Bls) Sucres Dólares Factor de

Cambio1995 43.474.850 3”159.433.836.214 1.263’237.922 2.501.061996 46.527.732 3”947.619.000.000 1.282.493.957 3.078,081997 49.255.048 5”045.919.619.732 1.292.698.576 3.903.401998 49.026,447 7”027.685.235.556 1.327.268.050 5.294.851999 43.142.857 10”695.941.043.105 945.136.623 11.316,822000 47.956.865 11”447.170.825.000 457.886.833 25.000

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2001 50.998.632 ----------------------- -------2002 53.407.056 ---------------------- 1.380318.557 -------2003 52.790.014 ---------------------- 1.697.076.912 -------2004 56.741.819 ------------------------ 2.035.530.000 ----------2005 61.933.154 ------------------------ 2.222.210.000 ----------2006 65.600.000 ----------------------- 2.356.369.000 ----------2007 66.708.000 ----------------------- 2.687.965.000 ----------Fuente: Subgerencia de Comercialización de Petrocomercial

PRECIOS

La revisión periódica de los precios de los combustibles es parte de una políticaeconómica, aplicada a una economía donde los ingresos fiscales, siempre sonmagros por fallas en el sistema de recaudación de impuestos.

La situación ha mejorado sustancialmente con la aparición y gestión del SRI,sin embargo siguen existiendo otras áreas que no aportan en medida de lo quela Ley determina. De allí que el Estado siempre tiene que recurrir a los preciosde los combustibles, como mecanismo inmediato de recuperación de ingresos.Las elevaciones de precios las determina el Ministerio de Finanzas, deacuerdo a factores técnicos y económicos, de su política fiscal en función delPresupuesto Nacional.

El decreto Ejecutivo 1433, de enero de 1994 (Durán Ballén), inició nuevaspolíticas de precios de los combustibles en el mercado interno. Determinaalgunos factores para el cálculo de fijación de los precios de venta al público delos derivados de petróleo, uno de ellos, el margen de utilidad para lascomercializadoras y distribuidores, que ha fluctuado desde el 11% de eseentonces, a un máximo de 23% en la gasolina super.

Desde agosto a diciembre de 1999 se estabilizó en el 19,93%, finalmente, el 26de mayo del 2000, el margen de utilidad para la gasolina extra y el diesel semodificó hasta un máximo del 15%, los demás combustibles tienen margenabierto.Los ingresos provenientes de las ventas de combustibles son destinados afinanciar el programa de reactivación económica del País.

INVERSIONES PRIVADAS

Las reformas a la Ley de Hidrocarburos, de noviembre de 1993, orientadas afomentar la inversión privada en el sector petrolero, pusieron en vigencia unnuevo marco legal que regula las actividades de almacenamiento, transporte,comercialización y venta de los derivados de petróleo producidos en el país oimportados.

Garantiza la inversión de las comercializadoras en el país dentro del contextode la política modernizadora.

El reglamento, para ejecutar las actividades de almacenamiento, transporte,comercialización y venta al público de los derivados del petróleo, producidos oimportados, define a las comercializadoras como toda persona natural o

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jurídica nacional o extranjera, que cuente con una red de centros dedistribución y la infraestructura propia y/o arrendada; necesaria pararealizar bajo su marca y responsabilidad, la importación, almacenamiento,transporte, comercialización y distribución al granel de derivados depetróleo . (La libre importación y el almacenamiento en general no se hancumplido).

Pueden comercializar los derivados del petróleo para satisfacer la demanda delos sectores: automotriz, industrial, naviero nacional e internacional, pesqueroindustrial, camaronero y aéreo.

Para cumplir con su objetivo, las comercializadoras deben suscribir un contratocon Petrocomercial Abastecedora, responsable de entregar los productos bajolas normas de calidad y volumen establecidas por el Instituto Ecuatoriano deNormalización, INEN.

La distribución y venta de derivados hacen las comercializadoras bajo sumarca y responsabilidad, y a través de una moderna red de distribuidores,constituyéndose en intermediarias en la cadena de abastecimiento decombustibles, desde los centros de almacenamiento y despacho delcombustible nacional o importado, hasta los puntos de venta al consumidor.

Cambiar por foto de gasolinera de Petrocomercial

Después de 15 años de funcionamiento del nuevo modelo de comercializaciónde los derivados de petróleo en el país, se evalúa que mejoró la presentación yrenovación de los puntos de venta al detal (gasolineras), parcialmente elservicio, sin embargo hay anomalías en cuanto a calidad y cantidad. Esto secontraresta al momento por lo menos con el funcionamiento del sistema dedistribución estatal, que vende su marca con el slogan “calidad y cantidadgarantizadas”.

La idea inicial del Gobierno de ese entonces no logró el propósito de establecerun equilibrio en los precios de los productos, bajo un criterio de librecompetencia. Tampoco las comercializadoras como es su obligación deintermediarias han construido la infraestructura de almacenamiento comodetermina la Ley de Hidrocarburos y su respectivo reglamento.

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Cuadro No.19COMERCIALIZADORAS QUE OPERAN EN ECUADOR (Actualizar lista)Mobil Oil Ecuador S. A. PetrolitoralTransmabo Lyteca-TexacoRepsol Shell Ecuador S. A.Petroworld Petróelos y Servicios P&SGuelfi Tripetrol Gas.Vepamil PetrolríosSercompetrol Petrolgrupsa.Navipac Comdec S.A. PumaDistrisel. Marzán Cía. LtdaPetroecéano PetroqualityOil Trader S. A. SercasaPetrosur World Fuel Nucopsa S.A.Masgas S.A. ICAROTranei S. A.Fuente: Gerencia de Comercialización de Petrocomercial

Todas las etapas de la comercialización de derivados de petróleo, la cantidad ycalidad, así como el cumplimiento de las normas vigentes y la atención alconsumidor final están bajo el control y fiscalización de la Agencia Nacional deRegulación y Control Hidrocarburífero, del Ministerio de Recursos Naturales NoRenovables.

CAPÍTULO 8

COMERCIALIZACIÓN EXTERNA

La comercialización externa es la actividad de exportar petróleo y derivados,así como importar derivados para abastecer el mercado interno. Su objetivo eslograr recursos para el país y satisfacer los requerimientos del consumointerno. Esta actividad realiza la Gerencia de Comercio Internacional dePetroecuador.

Son políticas de comercialización externa de crudo:

Colocar las exportaciones de hidrocarburos en contratos a corto plazo.Buscar y asegurar mercados para la comercialización de crudos pesados.Diversificar geográficamente las exportacionesNegociar con empresas de probada solvencia.Vincularse con empresas petroleras estatales de la regiónProgramar el abastecimiento de hidrocarburos, como parte del Comité

Nacional e importar derivados en función de las necesidades del país.

La industria petrolera clasifica el petróleo crudo según su lugar de origen (porejemplo, WTI "West Texas Intermediate" o "Brent"), y también relacionándolocon su densidad o su viscosidad ("ligero", "medio" o "pesado", o según sugraduación API, American Petroleum Institute); los refinadores también lo

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clasifican como "dulce", que significa que contiene relativamente poco azufre, y"ácido", que contiene mayores cantidades de azufre y, por lo tanto, senecesitarán más operaciones de refinamiento para cumplir las especificacionesactuales de los productos refinados.

Principales Crudos de referencia:

West Texas Intermediate (WTI), usado como referencia para los crudosque tiene como destino las costas de los Estados Unidos.

Brent, compuesto de 15 crudos procedentes de los campos del Mar delNorte. La producción de crudo de Europa, África y Oriente Medio siguela tendencia marcada por los precios de este crudo.

Dubai se usa como referencia para la producción del crudo de la regiónAsia-Pacífico.

Tapis (de Malasia), usado como referencia para el crudo ligero delLejano Oriente.

Minas (de Indonesia), usado como referencia para el crudo pesado delLejano Oriente.

En general un crudo marcador debe cumplir con los siguientes requisitos:

1) Liquidez: debe existir volumen suficiente de transacciones en el mercadointernacional, para garantizar la existencia de gran cantidad de compradores yvendedores;

2) Comercialización: la producción no debe estar en manos de unos pocosproductores, con la finalidad de evitar la manipulación de precios;

3) Calidad: el crudo debe presentar características físico-químicas estables yadecuadas a las necesidades de los refinadores de la zona;

4) Logística: el flujo de crudo de la zona de producción a la de refinación debeser franco, esto es, se debe contar con la infraestructura adecuada para surápida, accesible y menos costosa entrega.

El WTI (West Texas Intermediate), crudo dulce y ligero, es un marcadorestadounidense, tiene una gravedad API de 39.8 grados y su contenido deazufre es de 0.33%.

El WTI es un marcador muy importante para el mercado internacional depetróleo por su comercialización en el NYMEX (New York MercantileExchange), que es el centro para el mercado de futuros en materias primas,entre ellas el petróleo. El volumen de contratos de crudo ligero comercializadoen el NYMEX le da una gran liquidez al mercado físico y constituye una buenaherramienta de cobertura ante las fluctuaciones de precios.

El precio del WTI lo establece el mercado de crudos y es utilizado poraproximadamente el 90% de los productores petroleros que colocan su crudo en elContinente Americano.

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El Ecuador tiene, de acuerdo a su calidad, dos tipos de crudo:Crudo Oriente, con 24° API y 1.2% de contenido de azufre.Crudo Napo, con 19° API y 2,03 de contenido de azufre.

Barril, unidad de medida de volumen para petróleo y derivados; equivale a 42galones americano; un galón es igual a 3.79 litros

El precio, tanto del crudo Oriente como del crudo Napo, tienen trescomponentes fundamentales:

1) EL MARCADOR.- El WTI es el marcador para las ventas de los crudosecuatorianos Oriente y Napo que se destinan al Continente Americano. Elprecio de este crudo marcador lo establece el mercado internacional de crudo,donde no intervienen ni Petroecuador ni el Estado ecuatoriano. El precio delWTI se fija diariamente en la bolsa de valores de Nueva York.

2) EL DIFERENCIAL.- Como el crudo Oriente (24° API) es de menor calidadque el WTI (39.8° API), el mercado establece una diferencia en los precios,restándole valor al crudo Oriente por su calidad y por las variables que seproducen en el mercado internacional de crudo, esta diferencia en los preciosse denomina diferencial . Este valor fluctúa de acuerdo a la oferta y lademanda mundial o regional de crudos de características similares a losecuatorianos, y sus valores se publican en dos informativos internacionalesespecializados denominados Argus y Platt’s, donde Petroecuador consultapara establecer la facturación de sus crudos. En el diferencial, tampocoPetroecuador o el Estado ecuatoriano tienen ingerencia.

3) EL PREMIO.- Este es un valor adicional sobre el diferencial que lascompañías compradoras de crudo están dispuestas a pagar. El premio es larazón de ser del concurso de ofertas, pues es el factor que determinará elganador, es decir, quien ofrezca un premio mayor sobre el diferencial, seráquien gane el concurso. El premio ofertado permanece inalterable durante laduración del contrato de venta de crudo, sin opción de cambios ni alteraciones.

PETROECUADOR, determina el precio de facturación de sus crudos Oriente yNapo mediante fórmulas, constituidas por el precio del crudo marcador WTImenos el diferencial establecido por el mercado.

PF = MARCADOR - DIFERENCIAL

El crudo Oriente y Napo se colocan en el mercado internacional medianteconcursos internacionales de ofertas o a través de contratación directa. La

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modalidad de estos procesos de contratación es a largo plazo o ventasocasionales. Las ventas se dirigen a una amplia variedad de clientes queincluyen a refinadores finales, intermediarios y empresas estatales.

Ecuador exporta su crudo Oriente y Napo desde el Puerto marítimo de Balaoen Esmeraldas bajo condiciones FOB (Freight on Board), que significa que elvendedor se compromete a colocar el crudo a bordo y, a partir de esemomento, los costos adicionales corren por cuenta del comprador.

La Gerencia de Comercio Internacional de Petroecuador tiene bajo suresponsabilidad la comercialización externa, que implica la exportación depetróleo y derivados, y la importación de combustibles para satisfacer lademanda interna.

Crudos de referenciaEn el mundo petrolero existen varios tipos de crudos que sirven dereferencia para la comercialización de petróleo en sus diferentescalidades.

Brent Blend, compuesto de quince crudos procedentes de campos deextracción del Mar del Norte. La producción de crudo de Europa, África yOriente Medio sigue la tendencia marcada por los precios de este crudo.West Texas Intermediate (WTI) para el crudo estadounidense.Dubai se usa como referencia para la producción del crudo de la regiónAsia-Pacífico.Tapis (de Malasia), usado como referencia para el crudo ligero del LejanoOriente.Minas (de Indonesia), usado como referencia para el crudo pesado del

Lejano Oriente.Arabia Ligero de Arabia SauditaBonny Ligero de NigeriaFateh de DubaiIstmo de México (no-OPEP)Minas de IndonesiaSaharan Blend de ArgeliaTía Juana Ligero de Venezuela

La Cesta OPEP, es más pesada que los crudos Brent y WTI.

FACTORES DE CONVERSIÓN

1 Barril (Bl) = 42 galones (gls) 1 gl = 3.79 litrosPRODUCTOS

Kilos a galones (se multiplica por )GLP(Gas licuado de petróleo) 0.48930Asfalto AP-3 0.25991Asfalto RC-250 0.27470

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TM* a Bls. Se multiplica por TM a GLS (Se multiplica por)Diesel 1 7.670476 322.159992Diesel 2 7.378440 309.894480

Galones americanos 3.7853 litrosMetros cúbicos 6.2898 barrilesToneladas 11.65 barriles

Fuente: Informe Estadístico 1972-2006, Pág. 13

EXPORTACIÓN DE PETRÓLEO (Actualizar)

El 17 de agosto de 1972, Ecuador realizó, desde el puerto petrolero de Balao,la primera exportación de crudo. El volumen fue de 308.283 barriles vendidos aUS$ 2.34 por barril.

Desde el descubrimiento de crudo “Oriente”, en 1967, hasta la primeraexportación habían pasado casi cinco años. La Corporación Estatal PetroleraEcuatoriana, CEPE, inició sus exportaciones en 1973. Colocó en el mercadointernacional el volumen de las regalías que el Estado percibía del ConsorcioTexaco-Gulf, que en ese entonces explotaba petróleo en la Amazonía.

En el 2007 Petroecuador vendió al mercado internacional 66,6 millones debarriles de petróleo, mediante contratos de compra - venta de corto plazo conun promedio de 180.000 barriles diarios exportados, a un precio promedio deUS $60,23 por barril, generando ingresos sobre los cuatro mil once millonesde dólares para el Estado ecuatoriano, solo por este concepto. A esto se sumala venta de derivados como nafta y fuel oil que rindieron 874 millones dedólares adicionales, resultado del trabajo de ecuatorianos para ecuatorianos.

Las ventas en el 2006 tuvieron como destinos principales: Lejano Oriente 4 %;Estados Unidos de Norteamérica 68 %, Sur América 20 % Caribe y AméricaCentral 8 %.

Las multinacionales que operan en el Ecuador exportaron por su parte el crudoque contractualmente les pertenece en un volumen de 57.4 millones de barrilesdel 2007, que estimado a un promedio de 55 dólares son unos 3.157 millonesde dólares, de su propiedad.

(Insertar cuadro de exportación de crudo realizada por Petroecuador,clasificada por región pág. 207)

(Foto de buque-tanque)

EXPORTACION DE DERIVADOS (Actualizar)

La mezcla del crudo que PETROECUADOR se vio obligada a ejecutar antes dela construcción del OCP, para facilitar el transporte a las compañías privadas,afectó los patrones de refinación de las plantas, por lo que se produce mayorcantidad de “residuo” (fuel oil) el que se exporta a precios menores.

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En 2007 se exportó un volumen de fuel oil de 13.1 millones de barriles, por unvalor de $ 722 millones de dólares. A esto se debe añadir 151.3 millones máspor otros subproductos de refinación, lo que significa que por las exportacionesde petrolero y derivados en 2007 el Estado ecuatoriano recibió 4 milochocientos ochenta y cuatro millones de dólares, producto del esfuerzo desus trabajadores petroleros.

IMPORTACIÓN DE DERIVADOS (Actualizar)

Por lo señalado en los capítulos anteriores hay menor producción de GLP, quesumado al crecimiento acelerado de la demanda por uso del producto envehículos y el contrabando por fronteras y la desinversión de que fue objetoPetroindustrial, se importa alrededor del 87 % del GLP que se consume en elPaís.A este déficit se suma el resultante del precio subsidiado de venta en elmercado interno, que impulsa el flujo ilegal, en forma de contrabando, unanotoria cantidad del producto por las fronteras sur y norte.

La importación del año 2007 fue 9.6 millones de barriles de gas licuado depetróleo (GLP) a un costo de 634 millones de dólares. El cambio de políticas enlos años 90, (Durán Ballén) llevó a incrementar la generación eléctrica conplantas de combustión térmica (diesel, gas, etc.) desechando los proyectoshidroeléctricos. La falta de eficiencia, control y otros factores en el sectoreléctrico, sumadas a condiciones de estiaje hicieron subir progresivamente laimportación del diesel para generación eléctrica, con cargo a créditos queafectan el presupuesto de Petroecuador. Lo que finalmente para el 2008 semodificó pasando los costos de importaciones a cargo del Ministerio deFinanzas. Las mismas políticas (mezcla de crudos, eliminación de fondos deinversión), dejaron sin recursos a las plantas de refinación, que al no poderseguir adelante con proyectos de mantenimiento y modernización no puedensuplir las necesidades de la demanda eléctrica, sino con importaciones.

En el 2007 se importó 11.8 millones de barriles de diesel con un costo de1.082 millones de dólares, duplicando el volumen en un cuatrienio ycuadruplicando precios. Se importó además 7.7 millones de barriles de Naftade alto octano con un costo de 717 millones de dólares. Las importaciones enel año sumaron 2.433 millones de dólares, que no se pueden imputar aineficiencia de la empresa estatal, como muchos medios de comunicaciónpromueven, sino al sistemático ataque de las mafias políticas y la corrupciónque se apoderaron e infiltraron en el sistema, deteniendo todos los proyectosque técnicamente fueron propuestos con anticipación al crecimiento de lademanda, de allí si hay responsables de este desfase de la industria sonnecesariamente los gobiernos de turno desde hace 16 años.

Ventajosamente el Gobierno actual tiene muy clara la importancia de laempresa en la economía y busca cambiar la situación para lo que ha aceleradolos proyectos “detenidos” por mucho tiempo. Para el actual Gobierno es obviala necesidad de poner valor agregado al petróleo ecuatoriano y con honestidadse espera la conclusión de numerosos proyectos. Por otro lado ha dadoimpulso a los proyectos hidroeléctricos fundamentales, para aprovechar el

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potencial hídrico del País, y con ello aplicar la riqueza petrolera para fortalecertodo el aparato productivo.

PROYECTOS DE PETROECUADOR (Actualizar)

La industria petrolera es el sector donde las inversiones son altamenterentables y de rápida recuperación, los técnicos de Petroecuador,continuamente proponen y ejecutan proyectos(cuando la política lo admite)destinados al desarrollo de la empresa de acuerdo con las necesidadeseconómicas del país. Estos proyectos siempre son rentables para el País, puesen hidrocarburos los negocios tienen esta característica por su funciónestratégica en la economía de los países del mundo. Siendo uno de losprincipales elementos para la generación de energía de la mayoría de lossistemas de potencia (motores, generadores, transporte, etc.) constituye unbien de alta y obligada demanda, lo que da ventaja a quienes producenpetróleo.

Lamentablemente la estructura de la empresa y su alta dependencia de lainjerencia política, como factores externos de presión, han impedido el avancede numerosos proyectos que de haberlos realizado este rato seríangeneradores de nuevos recursos para el país.

Como alternativa se licitó a la empresa privada para que financie, construya yopere varios de los importantes proyectos que el país requiere, como sonampliación de la capacidad de refinación, con plantas de “alta conversión”, esdecir una tecnología moderna que utiliza el residuo de las otras plantas y extraede ello la casi totalidad de combustibles, con lo cual se añade además seagrega valor al bien básico “commodity” y se genera empleo. Se ofreciótambién la construcción del nuevo poliducto del Sur, que llevará combustiblesdesde Pascuales (Guayas) a Machala y Cuenca, con lo que se cerraría elcircuito de distribución de combustibles, por ductos, en gran parte del territorionacional. Proyecto que a más de bajar costos, vuelve el transporte másseguro. Sin embargo las flotas de tanqueros que transportan actualmente loscombustibles pueden no tener interés en su construcción.

De igual forma, para mejorar el sistema de aprovisionamiento del gas que seimporta, Petroecuador propuso licitar internacionalmente el sistema derecepción del GLP (gas) desde el mar, almacenamiento en tierra, transportepor poliducto y otro almacenamiento en Guayaquil. Sin embargo este proyectode interés nacional no se pudo ejecutar en 10 años, hasta que en el Gobiernoactual se adjudicó su construcción y operación a la empresa estatal FLOPEC.

Las inversiones totales para estos tres proyectos se estiman en mil millones dedólares (el rubro más alto está en las plantas o planta industrial de “altaconversión”).

De igual forma desde hace una década, en los campos petroleros se hanpropuesto proyectos para reactivar pozos y subir la producción. Se realizóconvocatorias pero no se obtuvo resultados, por lo que bien pudo hacerloPetroecuador si se le asignaba el presupuesto. Hay varios modelos

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contractuales para incrementar la producción de los viejos campos y sus áreasaledañas con la participación del capital privado. Esto ha variado actualmentecon la nueva política estatal y se espera en corto plazo reactivar los proyectos.

Se ha propuesto también la inversión del capital de ahorro del IESS, comoparte de ensamblar un negocio rentable para las partes. Es posible si se hallala forma transparente, legal y práctica de proteger los intereses de las partes,lograr éxito en esta alianza.

Petroecuador, dada su escasez de capital, además ofrece como proyectos parala empresa privada, la explotación del campo ITT, del cual ya nos referimosanteriormente en forma muy amplia; el proyecto Pañacocha y también losbloques: 20 que tiene reservas probadas de crudo pesado, en los yacimientosde Pungarayacu y Oglan sobre los 7.500 millones de barriles de petróleo ensitio, y el bloque 29 con reservas probadas hasta el momento de 180 millonesde barriles. Actualmente el Gobierno decidió que el proyecto Pañacocha seadesarrollado por la Sociedad Estatal “Petroamazonas” que opera el bloque 15 ,que fue de Occidental.

Hay además muchos otros puntos geológicos donde se puede hacer inversiónpetrolera de riesgo como las calizas, un segmento aun no explorado; losbordes de las cuencas productoras, de los cuales ya se tiene buenainformación sísmica, los bloques petroleros del suroriente, las trampasestratigráficas de pie de monte, es decir existe potencial de producciónpetrolera y debe invertirse.

Además de estos proyectos, se han propuesto otros nuevos como lafabricación de gasolina combinada con alcohol (Eco) que beneficia alambiente, genera empleo y vitaliza el sector agrícola con la producción decaña, para el etanol.

Se espera reestructurar la empresa para bajo un nuevo esquema hacerla másfuncional, autónoma y eficiente.

Se avanza con un proceso de certificaciones ISO en todas las instalaciones.Ya se ha logrado algunas en el sistema del Oleoducto, y se avanza para elresto de la infraestructura, como refinerías, terminales de almacenamiento ydistribución, etc.

Se espera automatizar los poliductos y terminales con un sistema de tecnologíaláser y sensores electrónicos.

Se construyó e inauguró una planta piloto para el reciclaje del aceitequemado, mediante Convenio con la Universidad Central.

Basados en las proyecciones de crecimiento de la demanda de combustiblesse tiene planificad la ampliación de terminales y ductos de forma sistemática.

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También se avanza en el proyecto para la explotación de tierra brea en Ancóny nuevas exploraciones en el Litoral. Hay buenos avances en geofísica de lazona de Chongón –Colonche.

Gerencia de Seguridad Salud y Ambiente:

La Gerencia de Seguridad, Salud y Ambiente, gestionará la preservación delambiente en todas las fases de las operaciones hidrocarburíferas, con alcancenacional, que garantice el cumplimiento de metas fijadas para la preservacióndel ambiente en la política empresarial, con estándares de calidad, cantidad,seguridad, oportunidad y rentabilidad, conformada por talento humanoprofesional, competente y comprometida con la empresa, conforme a laspolíticas y normativas que rigen a la empresa pública de hidrocarburos delEcuador (EP PETROECUADOR).

Con ello, al incorporar en su gente la cultura de la prevención, dar mayorimportancia a la seguridad y a la salud de sus funcionarios, EPPETROECUADOR mejorará la productividad en todas las unidades de negocio.

(ORGANIGRAMA GERENCIA)

Breve reseñaVicepresidencia Corporativa Ambiental, de Seguridad Industrial y SaludIntegral

Con visión clara, y en cumplimiento de la ley, antes la Corporación EstatalPetrolera Ecuatoriana CEPE, a través del Fondo de Inversión Comunitaria yhoy Petroecuador mediante la, hasta enero de 2007, Gerencia de ProtecciónAmbiental ha puesto mucho énfasis en desarrollar numerosos proyectospuntuales, ensamblados por el concepto de apoyo a las comunidades,ubicadas dentro de su área de influencia, y mantenimiento irrestricto delequilibrio ecológico.

En el 2008, el Directorio de la empresa estatal decidió dar un paso másadelante en la actividad del cuidado ambiental y creó la VicepresidenciaCorporativa Ambiental, Responsabilidad Social, Seguridad y Salud dePetroecuador.Esta dependencia fue creada en febrero de 2008, mediante una reforma alorgánico funcional de PETROECUADOR.

La visión de la vicepresidencia es hasta el 2011 posicionar a Petroecuadorcomo una empresa líder en responsabilidad social, respeto a la naturaleza,seguridad integral y salud ocupacional.

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La responsabilidad social se enfoca a los niños y niñas

Tiene como su ente superior al Consejo Ambiental, presidido por elPresidente Ejecutivo de PETROECUADOR e integrado por los Vicepresidentesde las filiales, los responsables de las unidades ambientales y del Gerente deOleoducto.Este organismo es el encargado de emitir las políticas y normas ambientalesque deberán cumplirse estrictamente en el sistema PETROECUADOR

La Vicepresidencia tenía la siguiente estructura administrativa:Subgerencias de

Gestión Ambiental y Responsabilidad Social- Unidad de Mitigación y Remediación Ambiental- Tecnología y Responsabilidad Social- Relaciones Comunitarias

Seguridad y Salud Ocupacional- Seguridad Institucional- Seguridad Industrial- Salud e Higiene Ocupacional

Gerencia de Desarrollo Organizacional

Esta gerencia gestionará la provisión de recursos y servicios con alcancenacional y preservando el ambiente, que facilite las operacioneshidrocarburíferas para el cumplimiento de metas fijadas en la políticaempresarial, con estándares de calidad, cantidad, seguridad, oportunidad yrentabilidad, conformada por talento humano profesional, competente ycomprometido con la empresa conforme a las políticas y normativas que rigena la Empresa Pública de Hidrocarburos del Ecuador (EP Petroecuador)

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Subsidiarias de EP Petroecuador

La nueva estructura de la Empresa Pública de Hidrocarburos EP Petroecuadorcuenta con una empresa subsidiaria, Petroamazonas EP y dos empresas deeconomía mixta, la Compañía de Economía Mixta Operaciones Río Napo y laCompañía Refinería del Pacífico; las mismas que tienen como objetivoprimordial prestar servicios de manera descentralizada en la actividadhidrocarburífera dentro del país. Cada una de estas empresas es administradapor un gerente designado por el Directorio con libre nombramiento y remoción.

Petroamazonas EP

“Petroamazonas EP es una Empresa Pública dedicada a la gestión de lasactividades asumidas por el Estado en el sector estratégico de loshidrocarburos y sustancias que los acompañan, en las fases de exploración yexplotación; con patrimonio propio, autonomía presupuestaria, financiera,económica, administrativa y de gestión; creada al amparo de la Ley Orgánicade Empresas Públicas, mediante Decreto Ejecutivo No. 314 de 06 de abril de2010, publicado en el Registro Oficial Suplemento No. 171 de 14 de abril de2010”. (Tomado de http://www.bloque15.com. Petroamazonas EP)

Operaciones Río Napo

La Compañía de Economía Mixta Operaciones Río Napo, creada el 15 de juliode 2008, funciona como una operadora que posee participación accionaria del70% por parte de EP Petroecuador, y de Petróleos de Venezuela en Ecuador(PDVSA) con un 30%. Operaciones Río Napo está destinada para laadministración, producción, optimización, mejoramiento integral y explotacióndel Campo Sacha con la mejor transferencia tecnológica y la debida protecciónambiental en las zonas de explotación.

Refinería del Pacífico

En las negociaciones entre Petroecuador y PDVSA se llega a un acuerdo parala conformación de una empresa de economía mixta bajo la figura de alianzaestratégica, que viabilice la construcción de la Refinería del Pacífico ubicada enel sector El Aromo, provincia de Manabí.

La inversión corresponde con un 51% por parte de EP Petroecuador y un 49%a PDVSA.

Este acuerdo se lleva a cabo tras el mutuo compromiso basado en elMemorandum de Entendimiento, suscrito por el Ministro de Energía y Petróleode Venezuela, doctor Rafael Ramírez y el presidente ejecutivo de PetroecuadorContralmirante Fernando Zurita, el 7 de enero de 2008 en la Presidencia de laRepública.

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Este complejo Refinador y Petroquímico del Pacífico tendrá la capacidad paraprocesar 300.000 barriles de crudo al día y podrá procesar crudos pesados.Además esta inversión proporcionará al país combustible de mayor cantidad ycalidad reduciendo las importaciones de derivados.

Cabe resaltar que la construcción de este complejo se hará con todas lasnormas técnicas ambientales que preserven el ecosistema terrestre y marinoen la costa ecuatoriana.

CAPÍTULO 9

LOS PERÍODOS DE LA CONTRATACIÓN PETROLERA

Este es un capítulo especial y muy importante, por las características legales ycontractuales que se han producido a lo largo de la historia legislativahidrocarburífera ecuatoriana, se la puede dividir en cuatro períodos:

1. PrivilegiosSe inicia a fines del siglo pasado, cuando el Estado concede amplios yexclusivos derechos a personas naturales o jurídicas, nacionales o extranjeraspara la exploración de toda clase de productos bituminosos.

Su característica principal es la concesión de grandes áreas sin ningún controlde las autoridades estatales, ni beneficio para el Estado.

La base legal de este ciclo se sustenta en la Real Ordenanza de Minería parala Nueva España (1783); el Reglamento sobre Minas (1829); la Ley dePromoción de Fomento Minero (1830) y la Ley sobre Explotación de Minas(1847)

2. ArrendamientosComienza con el Código de Minería, promulgado en el gobierno de Eloy Alfaro,en 1909 y concluye en 1938, con la expedición del decreto No. 45 del gobiernodel general Alberto Enríquez Gallo.

La característica básica de este ciclo es el arrendamiento de los yacimientos; elEstado percibe una participación fija anual en calidad de regalía, se consagra elprincipio de imprescriptibilidad e irrenunciabilidad del derecho del Estado sobrelos hidrocarburos.

3. ConcesionesSe extiende de 1938 a 1971. La distinción principal de este período es elreconocimiento de que los hidrocarburos, de acuerdo con la equidad y elinterés general, son bienes de la nación y que el derecho público está sobre elderecho privado. Por lo tanto, los recursos naturales no renovables, sonpatrimonio del Estado.

La modalidad de contrato que prima es la cesión de áreas territoriales acompañías o personas naturales, para su exploración y explotación, las que

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deben sujetarse al control del Estado y pagar determinados estipendios en subeneficio, tales como los derechos superficiarios, regalías, uso de aguas,minerales, etc.

4. Asociación y operaciónSe inicia con la expedición de la Ley de Hidrocarburos, en 1971 y las reformassustanciales en 1972 y 1973. Su instauración coincide con la incorporación yproducción petrolera de los campos de la Amazonía. La ley determina el áreamáxima para la operación de las empresas y éstas se obligan a revertir lasáreas adicionales. Se introducen nuevas modalidades contractuales, como elcontrato de asociación y el de operaciones petroleras.

En este período se creó la Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana, CEPE,con el fin de que el Estado participe en forma directa en la actividadhidrocarburífera.4. Régimen de Prestación de Servicios y ParticipaciónEl Estado sin renunciar a sus derechos de propiedad y uso de loshidrocarburos, propicia la participación de la empresa privada en el áreahidrocarburífera.En 1982 se reformó la Ley de Hidrocarburos y hasta 1994 se adjudicó a laempresa privada 1,7 millones de hectáreas, mediante seis rondas delicitaciones que dan lugar a la suscripción de contratos de prestación deservicios o ‘contratos de riesgo’, seis de los cuales estaban vigentes en eltercer trimestre de 1995.

Desde 1994 y antes en 1993, cuando se aprobaron nuevas reformas a la Leyde Hidrocarburos para la actividad exploratoria, entró en vigencia un nuevomodelo contractual, denominado ‘contrato de participación’, que garantizaingresos fijos para el Estado, en una relación de 20%, y 80% para la empresaprivada.

Desde CEPE hasta Petroecuador, los contratos con la empresa privada sonadministrados por personal técnico especializado de la Estatal PetroleraEcuatoriana, que supervisa los planes de desarrollo y la operación, en tantoque la fiscalización y auditoría recaen en la Dirección Nacional deHidrocarburos del Ministerio de Energía y Minas.

Las empresas que mantienen relación contractual con el Estado ecuatorianoson Agip, Vintage, Kerr McGee, OXY, CGC, YPF, Canadá Grande, EDC, City,Santa Fe, Pérez Companc, Cayman y Burlington.

De acuerdo con la política petrolera del gobierno se procedió a cambiar loscontratos de Prestación de Servicios a contratos de Participación, faltandohacerlo con la empresa Agip. Pero desde 2007 y ante la elevación inédita delprecio del crudo que llegó a 100 dólares por barril, la política hidrocarburíferadel País busca cambiar los contrastos de participación a contratos deprestación de servicios.

5. Alianza Operativa

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En mayo del 2000 se puso en marcha esta nueva modalidad contractual parapromover el incremento de la producción petrolera de cuatro campos operadospor Petroecuador, denominada Alianzas Operativas, que propone laparticipación conjunta de las empresas de servicios y Petroproducción paraincrementar la recuperación del crudo en los campos Víctor Hugo Ruales,Atacapi-Parahuacu, Mauro Dávalos y Culebra-Yulebra.

Para los campos Víctor Hugo Ruales y Atacapi-Parahuacu se firmó el contratocon el consorcio liderado por la empresa nacional Dygoil, que invertirá más de92 millones de dólares.

CAPÍTULO 10

SÍNTESIS DE LA LEGISLACIÓN PETROLERALas actividades hidrocarburíferas, y en particular las modalidades contractualesadoptadas, han respondido a cuerpos normativos expedidos en diversasépocas de la historia republicana, a partir de 1878 en que fue otorgada laprimera concesión a favor de M.G. Mier para la extracción de toda especie desustancias bituminosas como petróleo, brea y kerosina, que se encuentren enla jurisdicción de la parroquia Santa Elena, Provincia del Guayas. Era elperíodo minero de privilegios, caracterizado por la concesión de áreas conamplios y exclusivos derechos para la explotación de esos productos, sinningún control estatal, ni beneficio para el Estado o la comunidad. Pocodespués, en 1886, el Congreso aprobó el primer Código de Minería que declaróla propiedad estatal sobre las minas reconociendo el dominio particular sobre lasuperficie del terreno que las cubra.

Hasta entonces, las actividades mineras en el siglo 19 tuvieron como marcolegal la Real Ordenanza de Minería para la nueva España (1783), elReglamento sobre Minas (1829), la Ley de Promoción de Fomento Minero(1830) y la Ley sobre Explotación de Minas de 1847, todas ellas anteriores a laépoca en que el petróleo alcanzaría una vital importancia en la sociedadcontemporánea a partir de la segunda mitad del siglo 19, y especialmente ensus últimas décadas.

SIGLO XXCon el Código de Minería reformado, expedido en 1911 por Leonidas Plaza, seintroduce el sistema de arrendamientos para la actividad petrolera, la mismaque se inicia en 1909 con el “contrato para la exploración y explotación deminas y yacimientos de petróleo, asfalto y gas natural”, a favor de CarltonGranville Dunne, y en 1911 cuando se perforó con resultados positivos elprimer pozo petrolero, Ancón 1, en la Península de Santa Elena. Dicho Códigodeclaró de propiedad del Estado al petróleo y demás sustancias fósiles.

Es el período de los contratos de arrendamiento mediante los cuales elEstado, a cambio de recibir una regalía o pago en dinero anual, arrienda losyacimientos a una contratista, y que se extenderá hasta 1938 en que elGeneral Alberto Enríquez Gallo, Jefe Supremo de la República, medianteDecreto No. 45, introdujo modificaciones al contrato e incrementó las regalías ala compañía Anglo, un año después que la dictadura de Federico Páez,

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promulgó una nueva Ley de Petróleos con una apertura ilimitada del país acompañías extranjeras, en 1937.

Dicha década fue de gran inestabilidad política en Ecuador, como proyecciónde la crisis económica que sufrió, al igual que otros Países del Continente y delmundo, a raíz de la crisis económica norteamericana de octubre de 1929 que,entre otros efectos, redujo drásticamente los precios de las materias primas.

Desde 1938 hasta 1971 se extiende el denominado período de concesiones enque se reconoce que los hidrocarburos son bienes de la nación y que elderecho público está sobre el derecho privado, y por tanto los recursosnaturales no renovables son patrimonio del Estado. La modalidad contractualque prevalece es la cesión de áreas territoriales a compañías o personasnaturales para las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos,bajo control del Estado, el que recibe ingresos como derechos superficiarios,regalías, usos de agua, minerales y otros.

La Ley de Hidrocarburos de 1971 y los nuevos contratos

Mediante Decreto Supremo 1459, publicado en el Registro Oficial 322, de 1º.deoctubre de 1971, el Dr. José María Velasco Ibarra, a la sazón dictador civil dela República desde el 22 de junio de ese año en que disolvió el Congreso,expidió la Ley de Hidrocarburos, que en su Art. 2do, dispone que “El Estadoexplorará y explotará los yacimientos señalados en el Art. anterior, en formadirecta, a través de la Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana (CEPE), lamisma que podrá hacerlo por sí misma o celebrando contratos de asociación ode prestación de servicios, con empresas nacionales o extranjeras, oconstituyendo compañías de economía mixta”.

Por lo mismo se introduce como tipos de contratos para la exploración yexplotación de hidrocarburos, los siguientes: asociación, prestación deservicios y constitución de compañías de economía mixta.

Poco después, el 6 de julio de 1972, el Decreto Supremo 430 estableció unamodalidad especial que es el contrato tipo que se lo denominó “contrato para laexploración y explotación de hidrocarburos”, mediante el cual se celebraronconvenios con las empresas que hasta entonces tenían contratos deconcesión.

A partir de entonces, los nuevos contratos celebrados por el Estado a través deCEPE, fueron los de asociación.

Estas modalidades contractuales se establecían también para el transporte dehidrocarburos por oleoductos y gasoductos, y para la refinación.

Características de los contratos de asociaciónComo los más importantes deben destacarse:a) Nada debe pagar CEPE a la empresa contratista que abandona o

devuelve totalmente las áreas por improductivas, y se extingue larelación contractual. El riesgo minero lo asume la contratista.

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b) Se fija una escala de participación de las partes en los resultados dela producción, mediante negociación entre CEPE y la contratista, yello constituye el pago y la utilidad por las inversiones que realiza.

c) CEPE tiene derecho a adquirir una participación efectiva en losderechos y acciones conferidos en esos contratos, y en los activosadquiridos por los contratistas para los fines de estos convenios,negociando la forma de pago.

d) Según el Art. 15 de la Ley de 1971, debe estipularse órganosdirectivos y de administración del contrato, plazo de duración,obligaciones mínimas de inversión y de trabajo; regalías, primas deentrada, derechos superficiarios, obras de compensación, garantías,extensión y forma de seleccionar las áreas de explotación; derechos,deberes y responsabilidades del operador, relaciones de losasociados en la etapa de producción, y las formas, plazos y demáscondiciones de las amortizaciones.

e) Al término de un contrato de exploración y explotación por cualquiercausa, el contratista debe entregar a CEPE, sin costo y en buenestado de producción, los pozos que al momento estuvieren enactividad, y en buenas condiciones los equipos, herramientas,maquinarias, instalaciones y demás bienes muebles e inmuebles quehubieren sido adquiridos para los objetivos del Contrato, según el Art.29 de la Ley. Esta obligación rige también para los contratos con finesde industrialización, refinación, comercialización y transporte depetróleo.

f) Ingresos para el Estado: el Estado recibirá por lo menos primas deentrada, derechos superficiarios, regalías, pagos de compensación yaportes en obras de compensación por concepto de exploración yexplotación de yacimientos de hidrocarburos. En los contratos detransporte, el Estado recibirá participación en las tarifas.(Art. 44). LaLey regula la cuantía y forma en que deben pagarse por estosconceptos.

g) Al entrar el período de explotación habrá la obligación de efectuarobras de compensación, según los planes del Gobierno, dispone elArt. 53.

Mediante Decreto Supremo 316, publicado en el Registro Oficial 281 de 6de abril de 1973 se recogieron las características sintetizadas en losliterales anteriores y se dictaron las “Bases de los contratos de asociaciónpara exploración de yacimientos hidrocarburíferos y explotación depetróleo”, que primordialmente establecieron:

Que el objeto del contrato es la exploración y explotación depetróleo crudo que hace la contratista en Asociación con CEPEDebe constituirse un Comité de Administración para la DirecciónAdministrativa General del contrato de asociación, integrado por 2representantes de CEPE y 2 de la contratista, y un observadorrepresentante del Comando Conjunto de las Fuerzas Armadas,para fines de seguridad nacional

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Debe acordarse en el contrato la escala de participación de laspartes en los resultados de la producción, con lo cual se pagantambién las inversiones y gastos realizados por el contratista.Es obligación del contratista pagar: - Primas de entrada, - Derechossuperficiarios,-Regalías,-Obras de compensación, -Contribucionespara la educación, - Derechos para la utilización de aguas ymateriales, así como los impuestos y más gravámenescontemplados en las Leyes del país

Características de los contratos de prestación de servicios

El Art. 16 de la Ley de 1971 los define como aquellos contratos en quepersonas naturales o jurídicas, nacionales o extranjeras, debidamentecalificadas, se comprometen a efectuar por cuenta o encargo de CEPEuna labor determinada, aportando tecnología, capitales, equipos omaquinarias necesarios para el desarrollo de los trabajos contratados. Elpago por estos servicios se pactará en la forma que estimen convenientelas partes.

Mediante Decreto Supremo 315 publicado en el Registro Oficial 280 de 5de abril de 1973, se expidieron las “Bases para el contrato de prestaciónde servicios de exploración de yacimientos hidrocarburíferos y explotaciónde petróleo”, en las cuales no se mencionó expresamente el pago de losingresos estatales previstos en la Ley y en las bases para los contratos departicipación, limitándose a decir que las regalías en dinero se regularánpor los precios de referencia del petróleo que fije el Gobierno.

Hubo confusión respecto a las obligaciones de los contratistas deprestación de servicios en los contratos que suscriban para la exploracióny explotación de hidrocarburos, lo que contribuyó para que en los añossiguientes no se haya suscrito ningún contrato de ese tipo, por lo que sederogó esa modalidad contractual y se la reemplazó por el contrato deoperaciones hidrocarburíferas.

Características del contrato de operaciones hidrocarburíferasFue establecido a través del Decreto 2967 publicado en el Registro Oficial711 de 15 de noviembre de 1978, incluyéndolo en la codificación de laLey de Hidrocarburos que fue expedida mediante tal Decreto, enreemplazo de los contratos de prestación de servicios, los mismos queconforme al Art. 2 de esa Ley serán en adelante ya no para exploración yexplotación de hidrocarburos sino para la ejecución de obras o serviciosespecíficos que CEPE tenga que contratar.

El Art. 16 de dicha codificación de la Ley de Hidrocarburos señala que elcontrato de operaciones hidrocarburíferas es aquél en que personasjurídicas, nacionales o extranjeras debidamente calificadas, se obligan arealizar con sus propios recursos económicos, técnicos y otrosnecesarios, por encargo de CEPE, actividades de exploración yexplotación de hidrocarburos, recibiendo en pago un volumen dehidrocarburos que le permita recuperar sus inversiones en plazos

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adecuados y con márgenes razonables de utilidad, negociados deacuerdo con las bases que serán aprobadas por el Ministerio de RecursosNaturales y Energéticos.

La contratista tendrá derecho a recibir el referido pago solo en el caso queencuentre hidrocarburos comercialmente explotables, lo que constituye elriesgo de este tipo de contratos.

a) Contempla el pago de inversiones en especieb) Los contratistas de operaciones hidrocarburíferas, como operadores

de CEPE, están exentos por la Ley, de la obligación de devolver unaparte de la superficie contratada, pudiendo retener al término delperíodo exploratorio mas del 40% de la superficie total, y si ésta fueramenor a 50 mil hectáreas podría retener hasta el 50%.

c) Podían celebrar hasta dos contratos con CEPEd) Los hidrocarburos que reciban los contratistas que hayan firmado

contratos de operaciones hidrocarburíferas y que corresponda a lospagos que deba hacer CEPE según el contrato, no podrán serutilizados para cubrir las necesidades del consumo interno, salvo queesto último no pueda ser satisfecho con crudo proveniente de otroscontratistas o asociados que tuvieren esa obligación. De ser así, elcontratista de operaciones hidrocarburíferas recibirá en dinero elvolumen de crudo que le corresponda

e) Mediante una reforma posterior se dispuso que los contratistas deoperaciones hidrocarburíferas, como operadores de CEPE, no estaránsujetos al pago de regalías, como tampoco a los gravámenesestablecidos por la Ley, debiendo pagar únicamente una asignaciónanual destinada a promover la investigación y el desarrollo científico ytecnológico, de acuerdo con la producción del área.

Contratos de prestación de servicios para exploración y explotación dehidrocarburos (Ley 101, de 13 de agosto de 1982)Estos reemplazaron a los contratos de operaciones hidrocarburíferas, en lafecha y con la norma mencionada, que reforma a la Ley de Hidrocarburos, yque en su Art. 1º dispone: “El Art. 2 dirá: “El Estado explorará y explotará losyacimientos señalados en el artículo anterior, en forma directa a través deCEPE, la que podrá hacerlo por sí misma o celebrando contratos deasociación o de prestación de servicios para exploración y explotación dehidrocarburos o constituyendo compañías de economía mixta con empresasnacionales o extranjeras de reconocida competencia, legalmenteestablecidas en el País”.Agrega que “Las obras o servicios específicos que CEPE tenga que realizarpodrá hacerlos por sí misma o celebrando contratos de obras o servicios,dando preferencia, en igualdad de condiciones, a las empresas nacionales”.

Además, según dicho Artículo, cuando CEPE explote yacimientos por símisma, o celebrando contratos de prestación de servicios para la exploracióny explotación de hidrocarburos, antes de cualquier distribución de susingresos, deducirá los costos de producción, transporte y comercialización,

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para lo cual deberá previamente presentar sus balances y estadosfinancieros actualizados ante la Contraloría General del Estado.

De los ingresos netos que se originen en los contratos de prestación deservicios para exploración y explotación de hidrocarburos, el Presidente dela República destinará los recursos necesarios para formar un fondopermanente de inversión para la búsqueda de nuevas reservas dehidrocarburos, fondo que será administrado por CEPE bajo la supervigilanciade la Contraloría del Estado.

Característicasa) Según el art. 4 de la reforma que analizamos, son contratos de

prestación de servicios para la exploración y explotación dehidrocarburos aquellos en que personas jurídicas, previa y debidamentecalificadas, nacionales o extranjeras, se obligan para con CEPE arealizar con sus propios recursos económicos, servicios de exploración yexplotación hidrocarburífera en las áreas señaladas para el efecto,invirtiendo los capitales y utilizando los equipos, la maquinaria y latecnología necesarios para el cumplimiento de los servicios contratados.

b) CEPE se obliga en estos contratos a deducir los costos de producción,transporte y comercialización, antes de cualquier distribución de susingresos, previa presentación de sus balances y estados financierosactualizados ante la Contraloría General del Estado.

c) De estos ingresos, el Presidente de la República destina los recursosnecesarios a fin de formar un fondo de inversión para la búsqueda denuevas reservas.

d) Solo en caso de hallar hidrocarburos comercialmente explotables tendráderecho el contratista al reembolso de sus inversiones, costos, gastos ypagos por sus servicios. Aquí radica el riesgo minero, es decir el derechoque tiene el contratista a ser retribuido únicamente si encuentrahidrocarburos; caso contrario nada le debe CEPE por ningún concepto.

e) Estos reembolsos y pagos deben hacerse en dinero, en especie o enforma mixta.

f) Los contratistas no están sujetos a la devolución de una parte del áreacontratada: 60% de la superficie total contratada, al término del periodoexploratorio; y hasta el 50% sí la superficie contratada fuera de 50 milhectáreas o menos.El Decreto Ejecutivo 1491, publicado en el Registro Oficial 427 de 7 defebrero de 1983, que reglamentó la Ley 101, dispone en su artículo 18que dada la naturaleza de este tipo de contratos, que no otorga derechosreales al contratista, no habrá lugar a la retención parcial de la superficiedel bloque contratada, finalizado el período de exploración.Este rasgo es similar al que regía en los contratos de operaciónhidrocarburífera.

g) El contratista de prestación de servicios para exploración y explotaciónde hidrocarburos no está sujeto al pago de regalías y era CEPE, comopropietaria de la producción, la que entrega el porcentaje equivalente alas regalías, en favor del Presupuesto del Estado.

h) Igualmente, la ley exonera a estos contratistas el pago de primas deentrada, derechos superficiarios y aportes en obras de compensación, a

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cambio de lo cual deben entregar anualmente desde el período deexplotación, una contribución no reembolsable equivalente al 1% delmonto del pago por los servicios previos algunas deducciones legales.

i) A diferencia del contrato de operaciones hidrocarburíferas en que habíauna exención general de impuestos, en los contratos de prestación deservicios para exploración y explotación hidrocarburífera, lasexoneraciones son detalladas y específicas.

j) Los contratistas se obligan a construir los ductos secundarios que fuerennecesarios para transportar los hidrocarburos hasta un ducto principal,debiendo reembolsarse los valores correspondientes junto con las otrasinversiones que realice el contratista.

k) De la producción restante en estos contratos, el Estado asigna comoúnica participación, previa deducción de los costos de producción,transporte y comercialización, para la defensa nacional, el 12.5% de laproducción total fiscalizada de los yacimientos hidrocarburíferos.

Las Bases de Contratación para los Contratos de prestación de serviciospara la exploración y explotación petrolera fueron aprobadas medianteDecreto 1775, publicado en el Registro Oficial 512 de 13 de junio de 1983,contemplando, entre otros aspectos, la formación de un Comité deAdministración del Contrato, conformado por 2 delegados de cada parte,habiéndose suprimido la representación del Comando Conjunto de lasFF.AA.; este Comité tiene carácter asesor, coordina y controla lasrelaciones entre las partes provenientes de la ejecución del programa.También se establece la posibilidad de efectuar subcontratos y detraspasar y ceder derechos con autorización del Ministerio del Ramo.

Ingresos estatales en los contratos de prestación de servicios (LEY101, Reg. Of. 306, 13 agosto 1982)A diferencia de los contratistas de asociación, los contratistas deprestación de servicios están exentos del pago de primas de entrada,regalías, derechos superficiarios y aportes en obras de compensación, yúnicamente deben pagar al Estado lo siguiente, según la Ley:a) Una contribución no reembolsable equivalente al 1% del monto del

pago de servicios, previa deducción de la participación laboral y delimpuesto a la renta

b) compensación por utilización de las aguas y materiales naturales deconstrucción que se encuentren en el área del contrato. Además debenpagar con carácter no reembolsable cantidades mínimas de 24 mildólares durante el período de exploración y de 60 mil dólares durante elperíodo de explotación

Compañías de Economía MixtaSu formación constituye la última modalidad contractual para laexploración y explotación de hidrocarburos, y también para contratos quetengan otras finalidades, con sujeción a la Ley de Compañías y demásleyes pertinentesLa Ley de Hidrocarburos vigente incluye un artículo por el cual además delas formas contractuales establecidas en el Art. 3, Petroecuador bajo lamodalidad de contratos de operación, si conviniere a los intereses del

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Estado, podrá contratar con empresas nacionales o extranjeras dereconocida competencia en la materia, las que podrán formar entre síasociaciones, la construcción y operación de oleoductos, poliductos ygasoductos principales, terminales y plantas de procesamiento dehidrocarburos. Agrega que podrán ser entregados para que seanoperados por los contratistas los poliductos, gasoductos, terminales yplantas de procesamiento, instalaciones que serán devueltas al Estado altérmino del contrato de construcción y operación, según el Art. 29.

Contratos de exploración y explotación de Campos MarginalesFueron creados mediante Ley No. 44 Reformatoria a la Ley deHidrocarburos, publicada en el Registro Oficial 326, de 29 de noviembrede 1993, que los define como aquellos celebrados por el Estado porintermedio de Petroecuador, mediante los cuales se delega a lacontratista con sujeción al numeral primero del Art. 46 de la ConstituciónPolítica de la República, la facultad de exploración y explotación adicionalen los campos de producción marginal actualmente explotados porPetroproducción, realizando todas las inversiones requeridas para laexploración y explotación adicional.

Este mismo cuerpo legal señala los Campos Marginales son aquellos debaja prioridad operacional o económica, considerados así por encontrarselejanos a la infraestructura de Petroecuador, por contener crudo de bajagravedad (crudo pesado), o por necesitar técnicas de recuperaciónexcesivamente costosas, calificados como tales por el Ministerio siemprey cuando dicha explotación y exploración adicional signifique mayoreficiencia técnica y económica en beneficio de los intereses del Estado, yno podrán representar más del 1% de la producción nacional debiendosujetarse a los cánones internacionales de conservación de reservas.

Estos contratos serán adjudicados por el Comité Especial medianteconcursos abiertos dando prioridad a empresas nacionaleshidrocarburíferas, por sí solas o asociadas.

En materia de transporte de hidrocarburos por oleoductos, poliductos ygasoductos, así como en refinación, industrialización, almacenamiento ycomercialización, la Ley 44 en su Art. 2 estableció que serán realizadaspor Petroecuador o por empresas nacionales o extranjeras de reconocidacompetencia en esas actividades, legalmente establecidas en el país,pudiendo Petroecuador delegar esas actividades celebrando contratos deasociación, consorcio, de operación o mediante otras formascontractuales de delegación vigentes en la normatividad ecuatoriano, asícomo mediante la formación de compañías de economía mixta.

“La delegación en ningún caso implicará transferencia del dominio de losbienes e instalaciones que en la actualidad son propiedad dePetroecuador y sus Filiales”, dice el inciso tercero de este artículo.

NORMATIVIDAD AMBIENTAL

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Como parte de la legislación para las actividades hidrocarburíferas, sehan expedido diversas normas para la defensa ambiental desde 1976,que es conveniente citarlas.

Mediante Decreto Supremo 374, de 31 de mayo de 1976, seexpidió la Ley de Prevención y Control de la ContaminaciónAmbiental, que enfatiza en la protección del aire, agua y suelo,así como de la conservación y restauración del ambiente a lasque declara como actividades de interés público.

El Art. 19 de la Constitución Política de 1979 garantiza a lapersona el derecho a vivir en un medio ambiente libre decontaminación, y tutela la preservación de la naturaleza.

La Ley de Hidrocarburos reformada con la Ley 101, publicada en elRegistro Oficial 306 de 13 de agosto de 1982, en su Art. 31 literals) obliga a que todas las empresas de la industria hidrocarburíferapresenten para aprobación del Ministerio de Energía sus planes yproyectos para que sus actividades no afecten la organizacióneconómica y social de la población asentada en las áreas, ni a losrecursos renovables y no renovables. El literal t) del mismo artículo31, recogiendo lo que dispone el Art. 12 numeral 4 de la Ley 101,dispone que Petroecuador y todos sus contratistas o asociados,deben “Conducir las operaciones petroleras de acuerdo a lasLeyes y Reglamentos de protección del medio ambiente y de laseguridad del país con relación a la práctica internacional enmateria de preservación de la riqueza ictiológica y de la industriaagropecuaria. Para el efecto, en los contratos constarán lasgarantías respectivas de las empresas contratistas”

Mediante Acuerdo Ministerial 1311, publicado en el Registro Oficial681, de marzo de 1987, se emitió el Reglamento de OperacionesHidrocarburíferas, que regula la actividad de las operadoras entodo lo relativo a contaminación ambiental, preservación delpatrimonio nacional, seguridad e higiene industrial

En el Registro Oficial del 24 de agosto de 1995 se publicó elReglamento Ambiental para las Operaciones Hidrocarburíferas enel Ecuador, modificado con Decreto Ejecutivo 1215 publicado en elRegistro Oficial de febrero 13 del 2001.

Pero el avance más significativo en materia ambiental se alcanzó alexpedirse la Ley Especial No. 45, el 5 de septiembre de 1989,publicada en el Registro Oficial 283, de 26 de septiembre delmismo año, que transformó a CEPE en PETROECUADOR, y encuyo Art. 2 señala que “En el ejercicio de sus actividades,Petroecuador y sus empresas Filiales preservarán el equilibrioecológico, para lo cual crearán una unidad específica cuya laborfundamental consistirá en prevenir y controlar la contaminaciónambiental, así como evitar que sus actividades afectennegativamente a la organización económica y social de laspoblaciones asentadas en las zonas donde éstas sean realizadas”.

Simultáneamente, el Decreto Ejecutivo 935, de 26 de septiembrede 1989, publicado en el mismo Registro Oficial 283 de 26 deseptiembre, puso en vigencia el Reglamento General de la Ley

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Especial de PETROECUADOR, y en su artículo 2, literal j), disponeque Petroecuador y sus Filiales deben “Emitir normas y controlarque sus empresas Filiales preserven el equilibrio ecológico, asícomo evitar que sus actividades afecten negativamente en laorganización económica y social de las poblaciones asentadas enlas zonas donde ellas operen”. Este reglamento fue derogado ysustituido por el contenido en el Decreto Ejecutivo 1420, Reg.Oficial 309, de 19 de abril del 2001.

Desde fines del año 2000, la Unidad de Protección Ambiental pasó atener la calidad de Gerencia Corporativa, reflejando la importanciaque Petroecuador confiere a la política y actividades de protecciónambiental.

En 1992 se expidió la Ley 010, publicada en el Registro Oficial 30, de21 de septiembre de 1992, creando el Fondo para el EcodesarrolloRegional Amazónico, con miras a lograr un modelo de desarrollocompatible con la defensa y conservación de la integridad ambientalde la Región Amazónica Ecuatoriana, fortaleciendo a los OrganismosSeccionales con un financiamiento proveniente de un impuesto acada barril de crudo producido en los campos amazónicos

Mediante Decreto Ejecutivo 1420 publicado en el Registro Oficial 309,de 19 de abril del 2001, se expidió el Reglamento sustitutivo alReglamento General a la Ley Especial de la Empresa EstatalPetróleos del Ecuador (PETROECUADOR) y sus empresas filiales.En su Art. 2, literal j) señala como una de las actividades principalesque Petroecuador debe desarrollar la de “Emitir normas y controlarque Petroecuador y sus Empresas Filiales preserven el equilibrioecológico, así como evitar que sus actividades afecten negativamentea la organización económica y social de las poblaciones asentadas enlas zonas donde ellas operen”.

Igualmente, en ese mismo artículo dos, literal c) se dispone quePetroecuador celebrará contratos de asociación, de participación, deprestación de servicios para la exploración y explotación dehidrocarburos, y otras formas contractuales de delegación vigentes enla legislación ecuatoriana, y que administrará, fiscalizará y controlarálos contratos ya celebrados y en el literal k)se establece quePETROECUADOR celebrará Convenios de alianzas estratégicascon empresas petroleras estatales, los cuales fueronreglamentados anteriormente, mediante Decreto Ejecutivo 799,publicado en el Registro Oficial 170, de 25 de septiembre del 2000.Dicho Decreto dice que se entiende por Alianza Estratégica o acuerdogeneral de cooperación bilateral, a todo convenio o relación bilateral omultilateral representado por el compromiso de dos o más empresasestatales que se asocian en un objetivo común y que tengan comofinalidad participar en forma conjunta en la ejecución de proyectosrelacionados con cualquiera de las fases de la industriahidrocarburífera, dentro o fuera del País, incorporando eintercambiando recursos, capacidades y experiencias (art. 2), y queestos Convenios de Alianza Estratégica podrán referirse a losconvenios de cooperación firmados por el Gobierno del Ecuador con

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otros países u organismos internacionales, debiendo suscribirseprevia aprobación del Consejo de Administración de Petroecuador.

El nuevo reglamento en su Capítulo II, Artículos 3 al 11, señala queson órganos de Petroecuador: el Directorio, el Consejo deAdministración, la Presidencia Ejecutiva y aquellas dependenciastécnicas y administrativas que fueren necesarias para su gestiónempresarial, estableciendo las funciones respectivas.

Las filiales Petroproducción, Petrocomercial y Petroindustrial, tienencomo Órganos al Consejo de Administración que coordina susactividades y nombra al vicepresidente de cada unas de ellas, quienes su representante legal y el encargado de cumplir y hacer cumplirlas decisiones adoptadas por el Directorio, el Consejo deAdministración y la Presidencia Ejecutiva.

ANEXO SOBRE LEGISLACIÓN PETROLERA

TEXTOS LEGALES UTILIZADOS PARA LA CODIFICACION DE LALEY DE HIDROCARBUROS CUYO PROYECTO FUE PRESENTADOA LA PRESIDENCIA DEL CONGRESO EL 24 DE ENERO DEL AÑO2000 POR LA COMISIÓN DE CODIFICACION DEL PARLAMENTO, YQUE HASTA ABRIL DEL 2001 ESTÁ PENDIENTE DE DISCUSION YAPROBACIÓN• Constitución Política, Reg. Of. 1, agosto 11 de 1998

• Codificación de la Ley de Hidrocarburos, Decreto Supremo 2967, Reg.Oficial 711, 15 noviembre 1978

• Ley 101, Reg. Of. 306, agosto 13 de 1982• Ley especial que crea el Fondo de Emergencias Nacionales, Reg. Of.

509, junio 8 de 1983• Fe de erratas a Ley 101. Reg. Of. 789, julio 18 de 1984• Ley 08, Reg. Of. 277, septiembre 23 de 1985• Decreto Ley 24, Reg. 446, mayo 29 de 1986• Ley 006 de Control Tributario Financiero, Reg. Of. 97, diciembre 29 de

1998• Ley Especial No.45 de la Empresa Estatal Petróleos del Ecuador

(PETROECUADOR)y sus Empresas filiales, Reg. Of. 283, septiembre26 de 1989

• Ley de Facilitación de las Exportaciones y de Transporte Acuático. Ley147, Reg. Of.901, marzo 25 de 1992

• Ley 44 reformatoria a la Ley de Hidrocarburos, Reg. Of. 326,noviembre 29 de 1993

• Fe de erratas a Ley 44, Reg. Of. 344, diciembre 24 de 1993• Ley 49 reformatoria a Ley 44, Reg. Of. 346, diciembre 28 de 1993• Ley s/n reformatoria a la Ley de Hidrocarburos, Suplemento del Reg.

Of. 523, septiembre 9 de 1994• Ley 77 que reforma a la Ley de Modernización del Estado, Reg. Of.

290, abril 3 de 1998• Ley 98-09, Reg. Of. 12, agosto 26 de 1998• Ley de Gestión Ambiental 99-37, Reg. Of. 245, julio 30 de 1999• Ley 99 24 para la reforma de las Finanzas Públicas, Reg. Of. 181, abril

30 de 1999, inciso final del literal d) del Art. 49

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• Ley de Racionalización Tributaria, Reg. Of. 318, noviembre 15 de1999.

CAPÍTULO 11

ORGANISMOS ENERGÉTICOS

LA OPEP

ANTECEDENTES DE LA OPEP

Los factores que incidieron en su creación son múltiples, destacándose eldeterioro casi constante de los términos de intercambio del petróleo, laspolíticas restrictivas impuestas al finalizar los años cincuenta a lasimportaciones de petróleo por parte del principal consumidor: Estados Unidos,el considerable aumento de las ventas de crudo soviético en el mercadointernacional y la creciente participación de empresas petrolerasindependientes en el comercio internacional. El aporte del petróleo baratopermitió la reconstrucción de Europa y del Japón, al tiempo que facilitó lanorteamericanización de la economía mundial.

La Guerra Fría, intensificada hacia 1950 crea el movimiento de los Países noAlineados con la reunión de Bandung (Indonesia) en 1955, en la queparticiparon los líderes Nasser, (Egipto) Nerhu (India) y Tito (Yugoslavia) y lasdeclaraciones de Brioni en Yugoslavia. Nace oficialmente en 1961 durante lacumbre de Belgrado, en Yugoslavia.

Las compañías inglesas Shell y British Petroleum pierden su lugar en MedioOriente por la incursión comercial en el petróleo de las compañíasnorteamericanas.

En estos escenarios, el ministro de Energía de Venezuela, Juan Pablo PérezAlfonso y el Jeque Abdullah Al Tariki organizan un congreso entre losproductores árabes y venezolanos en El Cairo (Egipto). Se firma el pacto deMachiat. En 1962 Tariki (radical) es despedido y lo reemplaza el jeque Yamaniquien dirige por 20 años a la OPEP.

En 1962 se produce la independencia de Argelia del estado colonial de Francia.Luego de la liberación, se crea la empresa petrolera estatal Sonatrach. En1970 todas las empresas concesionarias, no francesas fueron nacionalizadas:Shell, Phillips, Newmont, Mobil, Elwerath y Amif. En 1971 fue abolido elrégimen de las concesiones y las compañías francesas fueron nacionalizadas,o fueron objeto de una participación del 51%, con la excepción de dos lotesdonde la participación estuvo limitada al 49%

En 1965 se produce un golpe de Estado que derroca al gobierno de Argelia.Dominaban la explotación petrolera las petroleras Total y Elf y se llevaban el 90% del petróleo. En 1971 Argelia expropia el 90 % de la producción de las

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compañías. En 1969, el general Muammar Gadafi en Libia derroca al rey yasume el poder, pide ayuda a la URSS.

En 1972 surge el partido Bass en Irak. El general Kasem acaba con lamonarquía. Sadam Husein derroca a Kazem y nacionaliza el petróleo.

LA ORGANIZACIÓN DE PAÍSES EXPORTADORES DE PETRÓLEO

La Organización de Países Exportadores de Petróleo –OPEP- fue creada en laPrimera Conferencia de los Países Petroleros realizada en Bagdad, actual Irak,el 14 septiembre de 1960, como culminación de un proceso de reivindicacionesemprendidas por los países petroleros de América Latina y del Medio Oriente,con respecto al dominio directo de los recursos naturales, a la regulación de lospermisos de explotación a las compañías extranjeras, a la crecienteparticipación de los gobiernos en las ganancias de la explotación del petróleoasí como reacción a la política de precios y de producción de las compañíasmultinacionales.

La creación de la OPEP fue un paso trascendental e histórico que modificó mástarde el equilibrio económico y político del mundo.

Su base doctrinal es “la conservación de un recurso no renovable y agotable” yla búsqueda de una “valorización justa y razonable del recurso” y la que se leasignaron los siguientes objetivos:

- La defensa de los intereses individuales y colectivos de sussocios

- El mantenimiento de la estabilidad de los precios del crudo- Coordinación y unificación de sus políticas petroleras

Al mismo tiempo, se propone garantizar un abastecimiento confiable yeconómico para las naciones consumidoras.

En sus estatutos se establece que la Organización “prestará en todo momentodebida atención a los intereses de las naciones productoras y a la necesidadde asegurar un ingreso estable a los países productores”.

La OPEP tiene cuatro organismos: la Conferencia, la Junta deGobernadores, el Secretariado y la Comisión de Economía.

Durante los primeros años de la OPEP aún los precios del barril de petróleomuy bajos, apenas alcanzaban USD 1,50 y eran fijados por las compañíasextranjeras que además controlaban los mercados. Los países exportadorespropusieron en forma soberana influir en el establecimiento de los precios, elinstrumento utilizado fue la programación de los volúmenes de producción,para así controlar la oferta y lograr valores más ajustados a sus aspiraciones.

Miembros fundadores: Arabia Saudita, Irán, Irak, Kuwait y Venezuela.Posteriormente, se incorporaron Argelia (julio 2007), Angola (enero 2007),Nigeria (julio 1971), Emiratos Árabes Unidos (noviembre 1967), Libia(diciembre 1962) , Qatar,(diciembre 1961), y Ecuador (noviembre 1973), luegosalió en el gobierno de Duran Ballén, en 1993 y retorna en 2007.

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Indonesia y Gabón son ex miembros de la organización.Su sede está ubicada en la ciudad de Viena, capital de Austria.

Fuente: OPEC, www.opec.org

De acuerdo con estimaciones recientes, más de tres cuartos de las reservasmundiales de petróleo están localizadas en los países miembros de la OPEP.La mayoría de las reservas de petróleo de la OPEP está ubicada en el MedioOriente. Saudi Arabia, Irán e Iraq contribuyen con el 55% del total de la OPEP.Los países de la organización han hecho significativas contribuciones a susreservas en los últimos años, adoptando las mejores prácticas en la industria.Como resultado, recientemente las reservas OPEP se sitúan cerca de los 900billones de barriles.

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Fuente: www.pe.kalipedia.com(Incluir foto de sede)

ECUADOR EN LA OPEP

Ecuador ingresó a la OPEP el 19 de noviembre de 1973, durante la TrigésimaSexta Reunión Ordinaria de la OPEP celebrada en Viena. Nuestro país fueadmitido en calidad de miembro titular.

Dentro de la organización, el Ecuador adquirió un mejor poder de negociaciónen materia petrolera, al mismo tiempo accedió a información técnica yeconómica sobre la industria y el mercado internacional de hidrocarburos.Además, participó y se benefició de las políticas de la organización que sebasan en el ejercicio de la plena soberanía, control y utilización de los recursosnaturales y la defensa de los países de menor desarrollo frente a la conductade los países industrializados, que han buscado a toda costa la dependenciade los primeros en el ámbito del comercio mundial y de la economíainternacional.

El 27 de noviembre de 1992, la OPEP, durante la Conferencia de Ministrosrealizada en Viena, ‘acepta con pesar el deseo de Ecuador de suspender sumembresía en la organización’. El gobierno de aquel entonces, del arquitectoSixto Durán Ballén, argumentó razones de orden económico, pues había unadeuda de cuatro millones 200.000 dólares por cuotas que había dejado depagar desde 1990, además le significaba un costo anual de 1,7 millones dedólares, cifras muy significativas para un país que afrontaba una aguda crisiseconómica.

Otra razón fue la libertad de disponer de la producción petrolera que a bientuviera, lo que no podía hacer el país debido a las políticas establecidas dentrode la OPEP. Pero en esta decisión de Ecuador hubo un componente desupeditación a las presiones de EE.UU., que no veía con agrado el mayor rolde la OPEP a nivel mundial.

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El actual gobierno de Ecuador, presidido por el Econ. Rafael Correa Delgado,decidió reingresar a la OPEP como socio, resolución que se concretó ennoviembre de 2007, por lo que ahora es miembro activo del cartel.

(Incluir Cuadro de reservas Mundiales de Petróleo, Estadístico 1976-2006, pág.19)

LA OLADE

La Organización Latinoamericana de Energía –OLADE- fue creada el 2 denoviembre de 1973, en Lima como una entidad internacional de cooperación,coordinación y asesoría con el propósito de integrar, proteger, conservar,comercializar y realizar un racional aprovechamiento y defensa de los recursosenergéticos de la región.

Nuestro país es miembro fundador y la sede internacional funciona en Quito.La XXVII Reunión de Ministros de OLADE realizada en Guatemala, ennoviembre de 1996, considerando las transformaciones ocurridas en elescenario energético internacional desde la creación del organismo, obligó aatribuir nuevas prioridades a sus actividades y se vio la conveniencia demantener a la organización como un ente técnico-político de cooperación,coordinación y asesoría en materia energética.

MIEMBROS DE LA OLADE

Argentina, Barbados, Bolivia, Brasil, Chile, Colombia, Costa Rica, Cuba,Ecuador, El Salvador, Grenada, Guatemala, Guyana, Haití, Honduras, Jamaica,México, Nicaragua, Panamá, Paraguay, Perú, República Dominicana,Suriname, Trinidad y Tobago, Uruguay y Venezuela.

Los beneficios obtenidos por el Ecuador, dentro de esta organización son, entreotros, el desarrollo de fuentes energéticas alternativas de que dispone el país yla utilización de los recursos naturales con países fronterizos comunes, apoyodel organismo en la aplicación de políticas adecuadas a la conservación de losrecursos energéticos no renovables y su mayor aprovechamiento.

LA ARPEL

Se creó el dos de octubre de 1965, en Río de Janeiro, durante la TerceraConferencia de Empresas Estatales Petroleras Latinoamericanas.

Treinta años más tarde, la globalización de la economía y la privatización de lasempresas estatales, entre otras tendencias, obligaron el 26 de mayo de 1998, aque este organismo latinoamericano revise su estructura y objetivos para dotarde mayor dinamismo a su funcionamiento.

Su denominación actual es Asociación de Empresas de Petróleo y GasNatural en Latinoamérica y el Caribe, en la que se permite la incorporaciónde las empresas petroleras privadas regionales y extraregionales. Su sede estáen Montevideo, Uruguay.

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Actualmente, la organización persigue desarrollar programas de cooperacióninternacional, evaluar los procesos que conducen a la integración energética,propiciar una conducta responsable para la protección del medio ambiente quecontribuya a un desarrollo sustentable, entre otros.

MIEMBROS DE ARPEL

ANCAP, Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Portland(Uruguay); CUPET, Cubana de Petróleo; ECOPETROL; Empresa Colombianade Petróleo; ENAP, Empresa Nacional de Petróleo, (Chile); IMP, InstitutoMexicano de Petróleo; PCJ, Petroleum Corporation of Jamaica; PEMEX,Petróleos Mexicanos; COATAL, de Estados Unidos; PETROPAR, Petróleos deParaguay; PETROTRIN, Petroleum of Trinidad y Tobago; RECOPE, RefinadoraCostarricense de Petróleo; REPSOL, de España; STAATSOLIE, de Suriname;GASEBA, de Francia; ELF AQUATINE, de Francia; STATOIL, de Noruega;TOTAL, de Francia, TEXACO, de EE.UU; PETROECUADOR, Empresa EstatalPetróleos del Ecuador, PDVSA, Petróleos de Venezuela.