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  • En el semestre que acaba se mantuvo la desaceleración

    RED. QUITO Y GUAYAQUIL (I)
    redaccion@revistalideres.ec

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    El primer semestre del 2016 cierra con cifras negativas para distintos sectores económicos. El comercio exterior muestra que las importaciones y las exportaciones están a la baja. Este sector tiene sus ojos puestos en la firma del acuerdo comercial con la Unión Europea.

    En la construcción la desaceleración continúa causando estragos. La venta del cemento, uno de los principales indicadores de este sector, cayó un 18% al comparar los primeros cinco meses del 2016 con el mismo período del 2015. Además, la comercialización de viviendas continúa frenada y la obra pública ya no tiene el ritmo de años anteriores.

    En el sector agrícola existen puntos altos y bajos. La producción interna ha crecido en este primer semestre, pero las exportaciones de las materias primas han sentido altibajos debido a los precios de algunos bienes en los mercados internacionales. En resumen hay mayor producción, pero también una contracción de las exportaciones.

    Los hidrocarburos pintan un mejor panorama frente al primer semestre del 2015. La producción diaria de crudo de empresas estatales ha crecido, pero las cifras no han vuelto a las cifras históricas del 2014. En cambio la producción privada se mantiene a la baja.
    Bajo este panorama los impuestos siguen en caída. La recaudación acumulada entre enero y mayo de este año en comparación con el mismo período del 2015 registró una caída del 16%, según cifras del Servicio de Rentas Internas.

    Comercio Exterior
    Las exportaciones y las importaciones están a la baja

    Como un período complejo para el comercio exterior definen analistas y empresarios a los primeros seis meses del año. Aunque el Banco Central todavía no define las cifras completas del semestre, los resultados son evidentes.

    Solo en el primer cuatrimestre, período con los datos publicados más recientes, se registró una balanza comercial con superávit de USD 48,5 millones. Pero el dato no es alentador.
    Jaime Carrera, del Observatorio de la Política Fiscal, explica que el resultado obedece a la caída de las importaciones en 36,5%. Ello producto de las salvaguardias y de la caída de la demanda en un año complicado.

    De hecho, es el primer cuatrimestre en que se registra un dato positivo. Los anteriores, al menos desde 2013, arrastraban un déficit por el desequilibrio de exportaciones frente a importaciones.

    En el caso de la balanza comercial no petrolera sí se mantienen los datos negativos. En el primer cuatrimestre la cifra fue de USD -523,5 millones. Hubo una reducción de las exportaciones tradicionales y no tradicionales, incluyendo productos que regularmente han tenido una amplia demanda de los mercados extranjeros como banano, camarón, etc.
    En los ítems no tradicionales la afectación es para extractos y aceites vegetales, químicos y fármacos, vehículos, etc. A esta situación hay que sumarle que faltando seis meses para perder los beneficios arancelarios de la Unión Europea (UE) para el país todavía no se ha concretado el acuerdo comercial con el bloque.

    Hasta la semana pasada el Gobierno mantuvo reuniones para impulsar dicho proceso, pero todavía no se ha confirmado si, en efecto, todo quedará listo antes de diciembre. José Antonio Camposano, vicepresidente del directorio de la Federación Ecuatoriana de Exportadores, indica que hay confianza en que eso suceda, siempre y cuando ambas partes aceleren los procesos.

    Mientras tanto, hay preocupación entre los importadores por la ampliación del mecanismo de salvaguardias. La semana pasada la Organización Mundial de Comercio (OMC) avaló los argumentos de Ecuador para aplicar dicha decisión.

    Juan Xavier Sánchez, propietario de la importadora Estuardo Sánchez, calcula que la caída de importaciones, podría alcanzar el 30%. “Hay inestabilidad normativa. Hasta abril esperábamos el desmonte y a última hora salieron con lo de la ampliación”.

    Banca
    Los bancos recuperan depósitos, pero prevén caída en utilidades

    El sector bancario busca navegar en épocas de desaceleración. En los primeros cinco meses del año, este sector logró recuperar depósitos que en el 2015 había perdido, sostiene Julio José Prado, presidente Ejecutivo de la Asociación de Bancos Privados del Ecuador (ABPE).

    De diciembre del 2015 a mayo del 2016, las entidades recuperaron USD 850 millones en depósitos, que representan una variación acumulada del 3,6% entre los meses mencionados. El año pasado, los depósitos cayeron USD 3 200 millones.

    Para Prado, la recuperación de depósitos se debe a que el Gobierno se puso al día con algunos proveedores con los que tenía pagos atrasados, fruto de la liquidez por créditos que ingresaron al Fisco.

    Otro de los elementos de esa recuperación, según Prado, es que la economía ecuatoriana se achicó y “ya salieron los depósitos que tenían que haber salido”; esto significa que la salida de depósitos ya no será tan alta como antes.

    Sin embargo, dice el titular de la ABPE, la cartera de crédito se ha deteriorado, tal como estaba previsto. Es decir, existe un aumento de la morosidad: pasó del 3,7% en el 2015 a 5,7% en mayo de este año.

    Prado prevé que este año las utilidades de la banca privada caigan en alrededor en 20%; en 2015 el descenso fue de 18%.

    Hidrocarburos
    Los indicadores petroleros del país se recuperan

    Si bien los niveles de extracción de crudo en el país no han vuelto a las cifras históricas del 2014, la producción se ha recuperado de la caída del año pasado.

    De acuerdo con datos del Banco Central y del Sistema Nacional de Información, entre enero y mayo de este año el Ecuador produjo un promedio cercano a 547 000 barriles diarios y los niveles se sostuvieron e incluso se superaron en las tres primeras semanas de junio.

    Esto es un respiro respecto de las cifras del último semestre del 2015, cuando el nivel de extracción cayó hasta los 533 000 barriles al día, debido a los bajos precios del petróleo y la restricción de la inversiones tanto en estatales como privadas. 

    La recuperación ha venido de la mano, principalmente, de las petroleras estatales Petroamazonas y Río Napo. El promedio de ambas no solo que se recuperó de la caída del año pasado, sino que además se proyecta que superen los históricos. 

    El gerente de Petroamazonas, José Luis Cortázar, indica que la estatal ha trabajado principalmente en una agresiva estrategia para mejorar tanto la producción cuanto los costos de operación.
    Destaca la negociación con Schlumberger para el campo Auca, la renegociación de las tarifas en los campos maduros y la reducción de costos en servicios como trabajos de rehabilitación de pozos y la contratación de torres de perforación.

    Señala que para el segundo semestre, con el ingreso del campo Tiputini al bloque 43 (ITT), Petroamazonas aspira a superar los 365 000 barriles diarios, que sería un promedio histórico de la empresa.

    No obstante este logro, la producción petrolera privada continúa en retirada el primer semestre de este 2016. El promedio entre enero y mayo bordeó los 117 000 barriles diarios. Esto implica una reducción de entre el 3% y el 5% de años pasados.

    Para Jorge Pareja Cucalón, presidente del Foro Petrolero, esta baja se debe a que las empresas privadas no están invirtiendo en nueva exploración de áreas petroleras sino básicamente para mantener los campos que actualmente operan.

    Agricultura
    La producción local mejora, pero las exportaciones bajan

    Los sectores agropecuario y pesquero del país muestran un incremento en la producción local este año, en productos como maíz y pesca, pero por el contrario, las exportaciones se sitúan a la baja, en los primeros cuatro meses del año, en relación con el mismo período del 2015.
    Gran parte de las exportaciones de los principales productos agropecuarios mantiene un retroceso.

    Ese el caso del banano. Si bien la producción de la fruta sigue creciendo en rendimiento por hectárea, lo que ha llevado a un mayor volumen de exportaciones, las ventas se contrajeron, al pasar de USD 1 002 millones entre enero y abril del 2015, a menos de USD 960 millones a abril de este año, según datos del Banco Central (BCE).

    Para el sector bananero, el incremento de la producción debiera ir acompañado de mejores precios, pero esto no sucede. “El país requiere abrirse nuevos mercados para la fruta, porque los actuales ya están saturados con banano de otros países, que compiten con ventajas arancelarias”, explicó Jorge Vega, miembro del gremio de productores Agroban.

    Las ventas de camarón, cacao y atún también descendieron. El camarón padece un problema similar al banano: un incremento de la producción que se enfrenta a bajos precios internacionales.

    El café está entre los pocos productos que mejoraron sus ventas. Los primeros cuatro meses del año, sus ventas subieron USD 1,2 millones con respecto del mismo cuatrimestre del 2015.

    Impuestos
    La recaudación cayó un 16% en los primeros cinco meses


    Uno de los efectos del mal momento de ciertos sectores productivos se refleja en la recaudación de impuestos.
    La recaudación acumulada entre enero y mayo de este año en comparación con el mismo período del 2015 registró una caída del 16%, según cifras del Servicio de Rentas Internas (SRI).

    Para empresarios y expertos tributarios, las ventas bajas de los negocios, el incremento de los impuestos y los aranceles son parte de los obstáculos que frenaron la recaudación en el país. Entre enero y mayo del año anterior se recolectaron USD 6 493 millones por todos los tributos. En el mismo período de este año el monto fue de USD 5 443 millones, según el SRI.

    Uno de los principales factores de esta caída es la falta de demanda del Estado ecuatoriano, principal comprador. Así lo indica Carlos Licto, experto tributario. Añade que “las importaciones cayeron, producto de los aranceles y salvaguardias. Lo que ocasionó que las empresas bajen su producción, sus utilidades, sueldos y otros. Esto afecta a los trabajadores y a las personas que compran lo justo, porque no cuentan con poder adquisitivo para adquirir nuevos productos”.

    Leonardo Orlando, director del SRI, señala que el recorte presupuestario que hizo el Gobierno en este año tuvo un impacto en la actividad económica y, por ende, en la recaudación. “El Estado es el ente que más compras hace en el país; la participación del Estado es muy importante y si esas compras se reducen hay un efecto directo e indirecto en los niveles de recaudación”.

    La baja de la recaudación de impuestos se refleja en una caída del sector comercial afectado por los precios altos, impuestos y aranceles. Según Patricio Alarcón, presidente de la Cámara de Comercio de Quito, las empresas han tenido varias disminuciones en su producción, utilidades y nómina. “Este ­círculo vicioso afecta directamente a toda la cadena productiva”.
    La situación en los próximos meses genera dudas en el tema de recaudación, pese a los nuevos impuestos que se contemplan en la Ley de Solidaridad y de Corresponsabilidad por el terremoto, que afectó a Manabí y a Esmeraldas, en abril pasado.

    Construcción
    La venta de cemento cayó un 18% en los primeros cinco meses

    El sector de la construcción también siente el freno de la economía. Uno de los principales indicadores de esta industria es la venta del cemento: esta cayó un 18% al comparar los primeros cinco meses del 2016 con el mismo período del 2015. La comercialización pasó de
    2 391 toneladas a 1 949 toneladas de cemento vendidas, según cifras de la Cámara de la Industria de la Construcción.

    Silverio Durán, presidente del gremio, señala que las cifras no son alentadoras. “Hay una paralización de las obras, el sector inmobiliario está detenido igual y la obra pública también ha disminuido comparada con años pasados”.

    El panorama es complicado. Los créditos en la banca no llegan con la rapidez de años pasados y el empleo se reduce en el sector, según estadísticas de la Cámara. “Este año la oferta le ha ganado a la demanda”, resume Durán.

    Robinson Galarza, constructor independiente, coincide y asegura que las ventas se han paralizado desde el año pasado. Este constructor bajó el ritmo de construcción por la falta de compradores. “En el primer semestre estamos con cuatro proyectos. Las ventas en mi caso han caído un 70%”.

    Ahora el sector mira una oportunidad para reactivarse con la reconstrucción de Manabí y Esmeraldas.

    Comercio exterior, construcción y agricultura tienen cifras en contra. La banca mejoró en parte, al igual que hidrocarburos. Foto: Archivo
    Comercio exterior, construcción y agricultura tienen cifras en contra. La banca mejoró en parte, al igual que hidrocarburos. Foto: Archivo
  • Postergada la cita de ministros de hidrocarburos en Quito

    Agencia DPA

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    El Ministerio de Hidrocarburos de Ecuador confirmó hoy 10 de marzo del 2016 oficialmente que queda postergada la reunión de ministros del ramo que se iba a desarrollar el viernes en Quito.

    El titular de la cartera, Carlos Pareja, dijo que la reunión se posterga para finales de marzo o inicios de abril, a la que se espera acudan todos los ministros titulares de los países exportadores de petróleo de la región que son Colombia, Venezuela, Ecuador y México.

    Pareja dijo que la cita tratará una propuesta conjunta de apoyo a la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) que se reunirá el 17 de abril. «Es un tema internacional muy delicado», justificó Pareja la postergación, señalando que los secretarios de Hidrocarburos de México y Colombia no pueden reunirse el viernes.

    El ministro de Hidrocarburos Carlos Pareja dijo se la reunión con sus homólogos se realizará a finales de este mes. Foto: Archivo/ LÍDERES
    El ministro de Hidrocarburos Carlos Pareja dijo se la reunión con sus homólogos se realizará a finales de este mes. Foto: Archivo/ LÍDERES
  • Petroecuador dice que mancha de hidrocarburos en Esmeraldas no tiene relación con su operación

    Alberto Araujo. Redactor (I)

    Tras la inspección de sus instalaciones operativas en los terminales de Balao y Esmeraldas, la estatal Petroecuador aclaró mediante un comunicado difundido el 31 de agosto del 2015 que en sus operaciones no se ha registrado ningún incidente vinculado a la presencia de hidrocarburos en las playas del norte de Esmeraldas.

    Petroecuador y el Ministerio del Ambiente, sin embargo, realizan tareas de limpieza y mitigación por la presencia de manchas de hidrocarburo en las playas de Muisne y Cabo San Francisco en Esmeraldas.

    Paralelamente a ello, en los laboratorios de la Empresa en la Refinería de Esmeraldas se analizan muestras recogidas en los sitios afectados para determinar su origen y tipo de hidrocarburo derramado.

    “El evento detectado por pescadores la noche del viernes anterior, mereció inmediata atención de la empresa pública que realizó un sobrevuelo de inspección en alta mar, así como la verificación física en las playas afectadas, determinándose la necesidad de su recolección, estudio y control con personal especializado de Petroecuador.”, señalo la empresa.

    Desde el inicio del evento, equipos técnicos de Petroecuador han ofrecido apoyo en el control y contingencia del suceso recolectando muestras de agua de la mancha de color amarillo encontrada en playa de Muisne y tres muestras de alquitrán con arena encontrada en Muisne, Cabo San Francisco y Quingüe a fin de conocer las características y origen del producto derramado. Las muestras tomadas fueron entregadas al Laboratorio de Control de Calidad de refinería Esmeraldas, para que se realicen los análisis pertinentes.

    La firma estatal advirtió que además en esas playas, se procedido a la limpieza y recolección del material afectado con el hidrocarburo, habiéndose recogido 40 kg de arena contaminada que fue entregada a la planta de Slop de la Refinería de Esmeraldas para su tratamiento y limpieza.

    Una vez que el laboratorio de control de calidad de la refinería de Esmeraldas emita el informe de los análisis realizados a las muestras del producto recolectado, sus resultados se comunicarán al Ministerio de Ambiente a fin de que se realicen las acciones de control correspondientes y se solicitará el inicio de un peritaje, a fin de determinar la procedencia del hidrocarburo que contaminó las playas, finalizó el comunicado.

    Las muestras tomadas fueron entregadas al Laboratorio de Control de Calidad de refinería Esmeraldas, para que se realicen los análisis pertinentes. Foto: Archivo/ EL COMERCIO.
    Las muestras tomadas fueron entregadas al Laboratorio de Control de Calidad de refinería Esmeraldas, para que se realicen los análisis pertinentes. Foto: Archivo/ EL COMERCIO.
  • Bolivia buscará hidrocarburos en 8 de sus 22 parques naturales

    Agencia EFE

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    El Gobierno boliviano confirmó hoy, 17 de junio del 2015, que desarrollará actividades de exploración para buscar reservas de hidrocarburos en ocho de los veintidós parques nacionales del país, informaron medios locales.

    «Son ocho parques, pero no es novedad que ha habido exploración petrolera en años anteriores», declaró a radio Erbol el viceministro boliviano de Medio Ambiente, Gonzalo Rodríguez.

    El Ejecutivo aprobó en mayo pasado un decreto que permite el «desarrollo de actividades hidrocarburíferas de exploración en las diferentes zonas y categorías de áreas protegidas«, y que ha sido rechazado por los indígenas del este, la Amazonía y el Chaco de Bolivia.

    Según el citado medio, en 2016 se iniciarán tareas de exploración en los parques protegidos de Iñau (Chuquisaca), Carrasco (Cochabamba), Amboró Espejos (Santa Cruz), Aguarage y Tariquia (Tarija), Pilón Lajas (Beni), Tipnis (entre Cochabamba y Beni) y en el Madidi (La Paz), lo que abarca prácticamente la totalidad del país.

    La Confederación de Pueblos Indígenas de Bolivia (Cidob) ha anunciado su rechazo a estas actividades de exploración y ha advertido de que los habitantes de estas áreas protegidas opondrán resistencia.

    También la Defensoría del Pueblo ha avanzado que impugnará el decreto que permite la búsqueda de hidrocarburos en áreas naturales, al considerarlo inconstitucional.

    Según una certificación difundida en 2014, las reservas probadas de gas de Bolivia rondan los 10,45 billones de pies cúbicos.

    El país andino, que nacionalizó el sector de los hidrocarburos en 2006, se ha planteado una intensa política de exploración de nuevos yacimientos para ampliar esas reservas, que al actual ritmo de consumo alcanzarían hasta 2023, aunque según expertos del sector habrá déficit ya desde 2017.

    La venta de productos energéticos a los mercados de Brasil y Argentina es, en este momento, el pilar de la economía boliviana.

    Bolivia buscará reservas de hidrocarburos en sus áreas protegidas. Foto: Archivo/ LÍDERES
    Bolivia buscará reservas de hidrocarburos en sus áreas protegidas. Foto: Archivo/ LÍDERES
  • En Colombia se hizo el mayor hallazgo petrolero de América Latina

    Diario El Tiempo de Colombia

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    El pozo Orca 1, en que participan la brasileña Petrobras, Ecopetrol y la española Repsol, y que arrojó resultados positivos a fines de 2014, fue el mayor hallazgo de hidrocarburos en América Latina durante el 2014.

    Según un reporte de la consultora internacional Wood Mackenzie, experta en asuntos de crudo y gas, las reservas probadas iniciales de este descubrimiento, ubicado en el bloque Tayrona, en aguas del departamento de La Guajira, están calculadas en 264 millones de barriles equivalentes (crudo y gas), cifra que corresponde al 74,3% de las reservas probadas que Ecopetrol incorporó el año pasado.

    Al comparar las cifras con las reservas totales de Ecopetrol, el hallazgo representa el 12,6%, y es el 83,8% de las reservas probadas netas de Pacific Rubiales, también al corte del 2014.

    En el bloque Petrobras participa con el 40%, mientras Ecopetrol y Repsol tiene, cada uno, el 30%. Los recursos estimados con este pozo superaron de forma amplia a los del segundo en el escalafón, el pozo Exploratus, de la mexicana Pémex en la cuenca Sabinas-Río Grande, que se calculan en 125 millones de barriles.

    Según la clasificación, en el ‘top’ 10 de los hallazgos de hidrocarburos en la región, el hallazgo Clarinete, de la petrolera Canacol Energy, ocupó el tercer lugar, con 53 millones de barriles equivalentes en reservas probadas.

    Sube producción

    De otro lado, Ecopetrol reportó un incremento de 20 000 barriles por día en su producción durante los dos primeros meses del año, período en que esta se ubicó por encima de los
    725 000 barriles por día.

    Un reporte de la compañía, que este 26 de marzo realiza su asamblea anual en un ambiente de austeridad, señala que el resultado obtenido fue posible por las producciones récord en campos como Castilla y Chichimene, ubicados en el Meta, al igual que en el campo La Cira Infantas, del Magdalena Medio.

    Fue así como en enero la firma reportó un promedio 726 000 barriles equivalentes por día (crudo y gas), mientras en el segundo mes el nivel fue de 725 000 barriles, y superó además la meta de 710 000 barriles por día que se había fijado la empresa para este período.

    Entre tanto, y tras una reunión encabezada por los ministros del Trabajo, Luis Eduardo Garzón, y Minas y Energía, Tomás González Estrada; el viceministro de Hacienda, Andrés Escobar, y el director de Planeación Nacional, Simón Gaviria, en la que se les dijo a los miembros de la Unión Sindical Obrera (USO) que no existen planes para vender Ecopetrol, el sindicato decidió no llamar al cese de actividades, cuyo plazo para definirse se vencía este 26 de marzo.

    De acuerdo con el presidente de la USO, Edwin Castaño, ante cualquier asomo de venta de activos de Ecopetrol “pondremos sobre la mesa el escenario del paro”.

    Las reservas probadas iniciales de este descubrimiento, ubicado en el bloque Tayrona, en aguas del departamento de La Guajira, están calculadas en 264 millones de barriles. Foto: Archivo/ El Comercio
    Las reservas probadas iniciales de este descubrimiento, ubicado en el bloque Tayrona, en aguas del departamento de La Guajira, están calculadas en 264 millones de barriles. Foto: Archivo/ El Comercio
  • Banco Mundial considera buen momento para revisar subsidios a hidrocarburos

    Agencia EFE

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    La caída de los precios del petróleo registrada en los últimos meses «es una oportunidad para revisar subsidios relacionados con hidrocarburos«, opinó este 12 de marzo el vicepresidente del Banco Mundial (BM) para América Latina y el Caribe, Jorge Familiar.

    El ejecutivo, que firmó un crédito en La Paz con el Gobierno boliviano, afirmó a los periodistas que la situación actual del mercado del crudo supone un buen momento para que los países revisen las subvenciones a los hidrocarburos «que no benefician a los más pobres sino que son más bien generalizados».

    El Ejecutivo también señaló que la situación actual supone un buen momento «para diversificar matrices energéticas en algunos países». Para los países exportadores de crudo o de hidrocarburos cuyos precios están vinculados a los precios del petróleo, «es una llamada de atención para buscar otras opciones que impulsen el crecimiento de las economías», agregó.

    Asimismo en Washington, sede del Banco Mundial, Kaushik Basu, economista jefe del organismo internacional, dijo recientemente que «Dado que el petróleo probablemente permanezca barato por algún tiempo, los países importadores deberían reducir o incluso eliminar los subsidios al combustible y reconstruir el espacio fiscal necesitado para llevar a cabo futuros esfuerzos de estímulo».

    Bolivia mantiene una subvención a los carburantes líquidos que el propio presidente boliviano, Evo Morales, ha calificado varias veces de «cáncer» para la economía de su país. El Ejecutivo boliviano presupuestó para este año USD 658 millones destinados a dichas subvenciones y a incentivar la producción de petróleo por parte de las empresas de hidrocarburos.

    A finales de 2010 el Gobierno de Morales, en una decisión bautizada popularmente como «el gasolinazo«, trató de eliminar el subsidio a los hidrocarburos y aprobó incrementos de hasta un 82% sobre sus precios, pero tuvo que dar marcha atrás ante las fuertes protestas sociales que se desataron por esta medida.

    La petrolera Shell anunció que ha cancelado sus planes para explotar un yacimiento petrolífero en la provincia canadiense de Alberta ante la caída de los precios del crudo. Foto: Archivo / AFP
    La petrolera Shell anunció que ha cancelado sus planes para explotar un yacimiento petrolífero en la provincia canadiense de Alberta ante la caída de los precios del crudo. Foto: Archivo / AFP
  • La región necesita nuevas tecnologías en hidrocarburos

    Montevideo / EFE

    América Latina y el Caribe son una región «llena de oportunidades» en el tema del petróleo y el gas, pero «necesita nuevas tecnologías» para explotar mejor esos recursos, afirmó el presidente del Consejo directivo de Arpel, el colombiano Óscar Villadiego.

    El experto estimó que también es importante «mejorar» el tipo de petróleo que se produce.

    La Asociación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Biocombustibles en Latinoamérica y el Caribe (Arpel) desarrolló la semana pasada en la ciudad de Punta del Este su conferencia bianual para analizar la realidad regional.

    La mayoría de los países de América Latina y el Caribe está «impulsando» rondas de negocios, contratos y participaciones, para «fomentar» la actividad del petróleo y el gas. Esa realidad «debe ir asociada» a una mejora de la tecnología y «aliada con mejores prácticas operativas y de responsabilidad social», agregó.

    Arpel agrupa a unas 30 empresas tanto estatales como privadas, que reúnen el 90% del negocio regional; algunas de ellas, propiedad de firmas petroleras de EE.UU. y Europa. El objetivo general de la Asociación es «buscar el crecimiento de la red de conocimientos, compartir experiencias y respaldar avances comunes de beneficio para las partes».

    El directivo destacó que Arpel «es una asociación que actúa en negocios, asociaciones e intercambio de conocimientos. No en temas políticos». Por ello, no hizo evaluaciones sobre las recientes nacionalizaciones de algunas empresas petroleras por parte de gobiernos de la región o la influencia de los resultados de las elecciones presidenciales en Venezuela, uno de los principales productores de petróleo en Latinoamérica.

    Arpel fue creada hace 48 años y «siempre ha estado por encima» de las políticas o ideologías de los gobiernos, de discusiones o confrontaciones bilaterales porque «lo que se trata en su interior son temas de la industria en general», afirmó Villadiego.

    El encuentro de Punta del Este se desarrolló bajo el lema: ‘Transformación sostenible con liderazgo responsable’. Expertos de varios países analizaron temas de exploración y producción.

    30 empresas forman parte de la Asociación Regional

  • Una inversión que va por la ecoeficiencia

    Xavier Montero C. Redacción Guayaquil / LÍDERES

    Cuatro meses de trabajo, una treintena de especialistas en hidrocarburos, USD 1,6 millones y una decisión: sustituir el uso del Gas Licuado de Petróleo (GLP) en calderas y adoptar el gas natural licuado para su matriz energética. Aquellos números y acciones sintetizan el proyecto desarrollado por la firma de tubos y conexiones Rival, para su planta ubicada en el noroccidente de Guayaquil.

    La respuesta a este proyecto, según lo aseguran los directivos de Rival, la obtuvieron por parte de la novel firma ecuatoriana Green Power. Paul Schneewind, gerente de la Planta de Plásticos Reforzados con Fibra de Vidrio (PRFV) de Rival, comenta que esto es parte de las metas de la firma en el último lustro.

    La adopción de este hidrocarburo natural tiene como objetivo el posicionamiento de la marca a escala regional.

    La transformación de la matriz energética de Rival en Guayaquil, según comenta Jorge Luis Hidalgo, principal de Green Power, tardó unos tres meses, luego de evaluar los prototipos de almacenaje y contactar con EP Petroecuador para obtener el suministro de más de 45 toneladas de gas natural licuado al mes.

    El gas natural licuado que se usa en esta planta porteña -la primera que realiza este proceso en Guayas a decir de directivos y voceros de EP Petroecuador- proviene del lecho marino situado frente a costas machaleñas. De la planta de licuefacción ubicada en Bajo Alto (El Oro) se despachan unas 140 toneladas de ese gas, para una decena de industrias en Cuenca, Quito y Riobamba.

    Otra de las motivaciones para Rival, según Schneewind, fue la optimización en costos operativos que propone el uso de este hidrocarburo natural, cuya fuente primaria es el metano. «Para obtener la fuerza calórica de 1 millón de BTU -unidad manejada en esta industria- destinamos unos USD 25 si usamos GLP o diésel. Con el gas natural licuado, para obtener esa cantidad de fuerza calórica, ahora destinamos unos USD 6».

    Xavier Abad, presidente de Green Power, señala que este gas ligero es más seguro que el GLP. De allí que los colegiados internacionales de aprovechamiento de recursos naturales no renovables promueven la masificación de su uso en las industrias. «Es una solución a los retos planteados en el cambio de la matriz productiva que se ha propuesto».

    El directivo de Rival señaló que se espera recuperar la inversión en los próximos dos años. Esta firma de plásticos con más de tres décadas en el mercado alcanzó los USD 50 millones en ventas el año pasado. En su matriz de Cuenca se concentra la mayoría de sus 600 colaboradores y sus tubos conducen cauces en proyectos hídricos a escala nacional.

  • La exploración del suroriente se abrirá con Petroamazonas

    Redacción Quito

    Desde el año pasado, el Gobierno busca atraer a compañías petroleras internacionales para que lleven a cabo inversiones en exploraciones de riesgo en el país. Por ello el 28 de noviembre del 2012 se lanzó la XI Ronda Petrolera que sacó a licitación 13 bloques ubicados principalmente en Pastaza. Allí se estiman reservas de entre 370 y 1 600 millones de barriles de petróleo.

    Sin embargo, el plazo para la presentación de ofertas se postergó dos veces por la falta de interés. Finalmente, este plazo quedó para el 28 de noviembre próximo. No obstante, de manera paralela Petroamazonas ha mantenido conversaciones con empresas estatales y privadas para unirse en consorcio y explorar en otros tres bloques del Suroriente que le fueron asignados. Estos son los bloque 28, 78 y 86.

    El gerente de Planificación de Petroamazonas, Eduardo Miranda, indicó que para el bloque 28 se llegó a un acuerdo con las empresas estatales Belorusneft de Bielorrusia y Enap-Sipec de Chile para formar un consorcio y desarrollar el área en los próximos años.

    De este consorcio, Petroamazonas tendrá el 51% y las otras dos empresas el 49% restante. Miranda indicó que de manera preliminar se prevé en los próximos cuatro años realizar una inversión cercana a los USD 30 millones en tareas de exploración. Este monto, sin embargo, lo asumirán exclusivamente las empresas Belorusneft y Enap.

    El próximo 28 de noviembre, Petroamazonas presentará una propuesta formal a la Secretaría de Hidrocarburos (SH) sobre este bloque con tres tarifas. La primera, para una producción diaria de entre 0 a 10 000 barriles diarios; una segunda, para un rango de producción de 10 000 a 30 000 barriles; y una tercera, de 30 000 barriles en adelante.

    Para el bloque 86, se han recibido las ofertas de las empresas Petroperú, Petrominerales (Colombia), Belorusneft y Ongc Videsh de la India, dijo Miranda pero aún no se ha decidido con quién se lo podría desarrollar. En cambio para el bloque 78 aún se espera que la SH termine el proceso de consulta previa.1 600 millones de barriles son las reservas máximas estimadas en el Suroriente

  • La producción bajó el 25% desde el 2010

    La renegociación de los contratos petroleros con las compañías privadas ha cumplido parcialmente las expectativas del Gobierno. Esta tarea fue promovida desde el 2007, pero se concretó en noviembre del 2010.

    Aunque el Estado participa más de la renta petrolera y se beneficia del 100% del incremento del precio del petróleo, la producción de las empresas privadas ha caído en el 25% entre el 2010 y el 2012 (ver infografía). Mientras que entre enero y agosto del presente año la extracción petrolera privada cayó 33% si se compara con el mismo período del 2010.

    Antes de ese año funcionaban los contratos de participación, con los cuales las empresas se llevaban entre el 50 y 75% de todo el petróleo que extraían, mientras que el Estado se quedaba con el porcentaje restante. Este tipo de contrato se instituyó en el Ecuador en los años 90, cuando el precio del petróleo era bajo, entre USD 6 y 18 por barril.

    En aquella época se optó por estos acuerdos porque había campos donde los costos de producción superaban el precio del barril y la actividad no era rentable.

    Sin embargo, en la última década el precio del crudo subió vertiginosamente y el Gobierno acusó a las empresas de beneficiarse de todo ese incremento sin realizar nuevas inversiones. Por ello buscó a toda costa renegociar los contratos.

    El proceso de renegociación consistía en cambiar el modelo de participación al de prestación de servicios con una tarifa fija por barril extraído, que considerara los costos de producción, las inversiones de las empresas y una rentabilidad razonable. Este modelo ya fue implementado en los años 80, pero el Estado comenzó a acumular deudas con las petroleras cuando el precio del crudo empezó a bajar.

    En términos generales, el nuevo contrato buscaba aumentar la participación estatal en la renta petrolera (utilidad de la venta del barril luego de restar los costos de producción y las inversiones) y que solo el Estado se beneficie del aumento del precio del crudo.

    Por otro lado, también proponía que las empresas privadas hagan mayores inversiones en exploración para incorporar nuevas reservas petroleras, incrementar su producción y tener más ganancias.

    Pero este último punto no se cumplió porque la producción privada total ha bajado de 47,1 millones de barriles en el 2010 a 31,77 millones en el 2012.

    En una entrevista concedida a Diario EL COMERCIO el 30 de noviembre del 2010, el entonces ministro de Recursos No Renovables, Wilson Pástor, ofreció que con las nuevas inversiones de las empresas privadas, la producción comenzaría a levantarse y llegaría a un promedio diario de 200 000 barriles en este año. Sin embargo, entre enero y agosto del 2013, la producción petrolera privada ha promediado 130 000 barriles.

    ¿Qué dicen al respecto las instituciones gubernamentales y las empresas privadas? LÍDERES buscó la versión de la Secretaría de Hidrocarburos y el Ministerio de Recursos No Renovables pero no obtuvo respuesta. También acudió a la Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador, que aglutina a las empresas, que tampoco respondió.

    Fuentes de Repsol informaron que su producción se ha mantenido dentro de los niveles de declinación natural de los campos, los cuales tienen más de 20 años de producción. Adicionalmente, advirtieron que ninguna cláusula contractual establecía una obligación de aumentar la producción para la compañía.

    El asesor jurídico en temas petroleros, Luis Calero, sostiene que no hay claridad respecto a las inversiones ejecutadas por las petroleras privadas porque no se ven los resultados en la producción. Según el Gobierno, las empresas se comprometieron a invertir USD 1 200 millones en los primeros cuatro años del contrato y por eso se reconoció un valor en la tarifa.

    «Eso tiene que transparentar la Secretaría de Hidrocarburos y la Arch. Si no se hicieron las inversiones, el Estado debe deducir ese valor de las tarifas y hasta podría ser causal de caducidad de los contratos», sostiene Calero.

    La renegociación

    • El Gobierno buscó renegociar los contratos petroleros desde el 2007 pero solo concretó la firma de los nuevos acuerdo el 23 de noviembre del 2010 para los campos grandes, y el 24 de enero del 2011 para los campos marginales.
    • Siete empresas decidieron dejar el país tras no llegar a un acuerdo con el Estado: Petrobras, Cnpc, Canadá Grande, EDC, Bellwheter, Suelo Petrol y CGC.