La gran estafa del Yasuní: bloque 31, con error de reservas del 97%

Tres años después de que ofrecieron generar ingresos por USD 8.290 millones en el B31 con base a reservas de 118.4 millones de barriles, la realidad es al revés, el mundo resultó engañado, los asambleístas cometieron un error de cálculo del 97%. El bloque 31, económicamente está colapsado.

Con el argumento de que "el mundo nos ha fallado" el régimen de Rafael Correa y la asamblea nacional, en octubre de 2013 abrieron las puertas para el ingreso de los taladros petroleros al bloque 31 y al ITT, en el corazón del Yasuní. Tres años después de que ofrecieron generar ingresos por USD 8.290 millones en el B31 con base a reservas de 118.4 millones de barriles, la realidad es al revés, el mundo resultó engañado, los asambleístas cometieron un error de cálculo del 97%. El bloque 31, económicamente está colapsado.

La gran estafa del Yasuní: bloque 31, con error de reservas del 97%

¿El mundo fue el culpable?

«El mundo nos ha fallado», fue la expresión visiblemente dolida y molesta, del presidente Rafael Correa, frente a lo que él llamó hipocresía e indolencia de los poderosos contaminadores, que no respondieron favorablemente a la «Iniciativa Yasuní ITT», orientada a financiar USD 3600 millones, a cambio de dejar bajo tierra 1006 millones de barriles de petróleo pesado de los bloques 31 y 43 (ITT), en el Parque Nacional Yasuní (PNY), uno de los últimos paraísos biodiversos del planeta, territorio ancestral de la nacionalidad Waorani, y refugio de los clanes no contactados Tagaeri y Taromenane.

En un mensaje al país difundido en cadena de radio y televisión el 15 de agosto de 2013, el presidente Correa, anunció al mundo su decisión de enterrar la fracasada iniciativa ambientalista y avanzar con el “Plan B“, abriendo de esta forma las puertas al ingreso de los taladros al corazón de la reserva de biósfera.

Ese día, el mandatario ecuatoriano suscribió el Decreto Ejecutivo para la liquidación de los fideicomisos Yasuní-ITT (PNUD), y ordenó la elaboración de los estudios técnicos, económicos y jurídicos que permitieran viabilizar el proyecto de explotación, de acuerdo con lo establecido en el artículo 407 de la Constitución, es decir, la formalidad de obtener la autorización de la Asamblea Nacional, aunque en la práctica los planes extractivos en la zona marchaban a ritmo acelerado desde el 2007.

Casi por arte de magia, siete días después, el 22 de agosto de 2013, gordos informes fueron remitidos al Ejecutivo, por el ministro de Recursos Naturales, Pedro Merizalde, el ministro Coordinador de la Política Económica, Patricio Rivera y la ministra de Justicia, Ledy Zuñiga.

Ese mismo día, el presidente Rafael Correa y el secretario Jurídico de la Presidencia, Alexis Mera, enviaron a la Asamblea Nacional los referidos estudios, como sustento para la declaratoria de Interés Nacional de la explotación de hidrocarburos dentro del PNY.

En menos de dos meses de debate, el 3 de octubre de 2013, la Función Legislativa, con 108 votos a favor, de legisladores de Alianza País y Avanza, aceptaron la solicitud de Rafael Correa, declarando de interés nacional la explotación de petróleo en los bloques 31 e ITT. Ese día hubo fiesta en Carondelet, los taladros habían ganado la batalla.

Aunque se descarguen 400 millones de toneladas de CO2 al ambiente, los mendigos dejarían de seguir sentados sobre un saco de riqueza. Así se pasó de la frustración ambientalista a la lucha contra la pobreza, para ello, ahora evocaban a Indira Gandhi: “La pobreza es la peor forma de contaminación“. Entonces, los aplausos sonaban como el golpe de los chontaduros derribados.

El misterio de las reservas

El mundo del petróleo no es muy extraño al esoterismo.Las cifras se mueven a pedir de boca, de un momento a otro las reservas se riegan de los yacimientos cuando se trata de justificar inversiones. En el caso del bloque 31, los volúmenes de reservas probadas, posibles y probables, han sido manejadas bajo un manto de misterio.

Al inicio del proyecto, Petroamazonas habló de 45.5 millones de barriles de reservas probadas; el año 2013, cuando empezó la fase de desarrollo, un reporte oficial refirió la existencia de 65 millones de barriles. En el estudio remitido por Petroamazonas a la Asamblea, a más de las reservas de Apaika y Nenke, se establecen nuevos proyectos adicionales en los campos Nashiño, Obe y Minta, del bloque 31, donde aseveran se encuentran reservas estimadas en 167 millones de barriles adicionales. El texto habla de otros prospectos en los que existirían reservas por 249 millones de barriles adicionales.

El modelo de desarrollo del los bloques 31 y 43 en el Yasuní, y en general la política extractiva del sector petrolero, fue definida y ejecutada por Wilson Pastor Morris y su equipo, que aún está al frente de la empresa pública Petroamazonas EP.

Luego de agotadoras jornadas de análisis, con el apoyo de expertos asesores parlamentarios, el 30 de septiembre de 2013, el legislador indígena, Carlos Viteri Gualinga, presidente de la Comisión Especializada Permanente de la Biodiversidad y Recursos Naturales, hizo aprobar el informe para segundo debate, en el cual se establece que, “el volumen de extracción previsto por la explotación de los Bloques 31 y 43, alcanzaría aproximadamente 1006.3 millones de barriles, en un horizonte que abarcaría 23 años, con base en lo cual se calcula que a un precio promedio de 70 dólares por barril, se generarían ingresos corrientes netos por alrededor de USD 50.060,7 millones. Si el precio del barril para el cálculo es de 91.7, los ingresos petroleros ascenerían a USD 71.897,3 millones, lo que representa un valor presente de USD 32.780.9 millones“.

Según la Comisión, los ingresos corrientes netos del bloque 31 durante los 23 años serán de USD 8.290,6 millones, con un precio del crudo de 70 USD/BL, mientras en el escenario optimista, con un precio del petróleo de 91,7 USD/BL, el país obtendría USD 11.951,2 millones. Bajo ningún criterio, se consideró un hipotético escenario de precipitación de los precios internacionales del crudo, a los niveles actuales de 40 dólares promedio el crudo Oriente, lo que ubicaría al petróleo del bloque 31, de 17 grados API, en un precio mucho más bajo.

El modelo económico aprobado por la Asamblea, que garantizó ingresos de USD 8.290,6 millones, con un precio de 70 USD/BL, o de USD 11.951 millones con un precio de 91,7 USD/BL, implicaba: en el primer escenario la existencia de un volumen de reservas probadas de 118.4 millones de barriles; y, en el segundo, de 130.33 millones de barriles (Los volúmenes de reservas se obtuvieron dividiendo los posibles ingresos para el precio estimado del crudo). ¿Cómo explican los asambleístas que el volumen de reservas pueda variar dependiendo del precio del petróleo? Esta es una primera deuda pendiente de los 108 legisladores que aprobaron la resolución.

Considerando semejante volumen de reservas, el gerente de Petroamazonas, Osvaldo Madrid, llenaba sus discursos con petróleo: el 2013 ofreció producir 18 mil barriles diarios, el 2014 dijo que la tasa de extracción subiría a 25 mil barriles, incluso aseguró que, de incorporarse las reservas de los nuevos proyectos del sur, se podría llegar a 73.000 barriles cada día.

Pero, lejos de la boca de las autoridades, a boca de pozo, la realidad es radicalmente distinta: el año 2013 se extrajeron 2.000 barriles día, 16.000 menos que lo ofertado; el 2014 la producción fue de 4.500 barriles, un volumen inferior en 20.500 barriles a lo aprobado (25.000 barriles); al 2015 el promedio diario es de 7.000 barriles.

El pico de producción se alcanzará el 2016 con 8000 barriles, y a partir del 2017 se inicia una sostenida caída a 4.000 barriles diarios, considerando un 12% de tasa de declinación. Además, se registra un sorprendente corte de agua del 70%, el cual rápidamente subirá al 90%, es decir que, de cada 100 barriles de fluido, 90 son agua de formación y apenas 10 corresponden a petróleo, una realidad que impacta en la economía del bloque, por cuanto el agua de formación debe ser tratada antes de su reinyección.

17 Millones de barriles son las reservas reales

Si proyectamos la producción promedio de 7.000 barriles día para 23 años, considerando un corte de agua del 90% y una tasa de declinación anual del 12%, obtenemos un volumen real de reservas probadas de 17 millones de barriles aproximadamente. Es decir, tenemos diferencias frente a lo aprobado por la Asamblea, en el primer escenario de 101.44 millones de barriles respecto a los 118.4 millones de barriles, y de 113.33 millones de barriles respecto a los 130.33 millones de barriles. Un error con sabor a engaño.

De forma exclusiva, Focus tuvo acceso a un estudio de reservas del bloque 31, contratado por Petroamazonas con la firma internacional, Ryder Scott Company Petroleum Consultants, presentado el 30 de septiembre de 2013, el mismo día en que la Comisión de la Asamblea aprobó el informe para segundo debate. El referido estudio establece que las reservas probadas del bloque 31 son de 33,1 millones de barriles, las probables de 20,2 millones y las posibles de 23,4 millones de barriles.

Este estudio nunca fue considerado ni en los informes de Petroamazonas, menos aún por la Asamblea Nacional. Si consideramos este estudio de reservas, solo nos resta concluir que la declaración de interés nacional por parte de la Asamblea, estuvo atravesada por una cadena de engaños y manejo de información falsa. ¿Puede justificarse técnicamente un error de tal magnitud? Algunos profesionales creen que se inflaron los volúmenes de reservas para sorprender al país y justificar la declaratoria de interés nacional.

Existe una intrínseca relación entre el volumen de reservas probadas, inversiones y producción. Es más, el propio concepto de reserva probada incluye la condición inobjetable de su rentabilidad. En términos sencillos significa que, el costo de producción no puede ser superior al precio de venta.

Economía del B31 colapsada

El modelo aprobado estableció una inversión de USD 600 millones para la fase de desarrollo. Entre los años 2012 y 2015, Petroamazonas ha invertido USD 480 millones. Sin embargo, las inversiones totales realizadas en el bloque 31 hasta el primer semestre del año 2015 llegan a USD 715.2 millones, incluyendo la inversión de USD 263 millones realizada por Petrobras en la fase de exploración, hasta el 2007.

Para obtener un modelo económico exacto y establecer costos reales de producción, se debe incluir todas las inversiones, en este caso sumar las de Petrobras.

Con base a esta realidad, producir un barril de petróleo en el bloque 31 le cuesta al país actualmente 58,77 USD/BL, uno de los costos más altos del mundo. Este rubro incluye: un costo de depreciación de 42.07 USD/BL, más el costo de operación de Petroamazonas 8,95 USD/BL; adicionalmente, los aportes por las leyes 010 y 040 y el costo de transporte por el oleoducto hasta Balao, que suman 3 USD/BL; y, finalmente 1,75 USD/BL por impacto en la mezcla del crudo de 17º API con mejores crudos de Petroamazonas hasta obtener el crudo de 24º API.

En el escenario actual, con un precio del crudo de 40 USD/BL, considerando las reservas probadas de 17 millones de barriles, el país pierde USD 319 millones, durante los 23 años; con el precio de 70 USD/BL, los ingresos llegarían apenas a USD 190.9 millones, equivalentes a USD 8,3 millones anuales, lo cual significa una pérdida de USD 8.099,7 millones frente al monto establecido en los estudios.

Error de cálculo: 97%

En resumen, los inspiradores del proyecto: Gobierno y Asamblea, cometieron error del 97%. Con estas cifras ni siquiera se lograría amortizar las inversiones, el proyecto económicamente está colapsado, aunque, social, cultural y ambientalmente, es otra historia que aún falta escribir.

Incluso sin considerar la amortización de las inversiones en exploración realizadas por Petrobras, de USD 263 millones, el proyecto es insostenible. Con un precio del crudo de 70 USD/BL, los ingresos serían de USD 534.6 millones, es decir, USD 7.756 millones menos, el error en este escenario sería del 94%.

El desarrollo de los campos del Bloque 31 finalizó el 2015 con la perforación de 18 pozos en los campos Apaika y Nenke, de los cuales 15 se encuentran en producción. Quedan por desarrollar los campos Obe, Nashiño, Minta, Kuwatai y Pimare, cuyas reservas son marginales y no impactan en la economía y en las reservas totales del bloque. Se sabe que Petroamazonas debido a los resultados negativos obtenidos en Apaika y Nenke, estaría considerando abandonar estos proyectos.

Gobiernos Amazónicos engañados

El texto resolutivo de la Asamblea y los discursos oficialistas no ahorraban palabras para exponer las bondades del proyecto, así como las exigencias a Petroamazonas para el cumplimiento de los “máximos estándares sociales, tecnológicos y ambientales, y los objetivos de desarrollo sustentable“. Pero la razón principal para la gran alegría gubernamental, estaba en los enormes ingresos que aseguraban se iba a generar, principalmente, para los gobiernos locales de la Amazonía.

El informe se refiere a una cifra de USD 4.455,6 millones, durante los 23 años. La generosidad de la Asamblea rebasó la del presidente Correa. Él ofreció a los GAD amazónicos, el 15 de agosto de 2013, USD 2.140 millones (USD 1.882 por el 12% de excedentes y USD 258 millones por la Ley 010), dineros destinados a “vencer la miseria“ dijo. La oferta económica generó una profunda división entre las autoridades locales y pueblos indígenas de la región. Si apoyas el extractivismo tendrás recursos, de lo contrario a chuparte el dedo, era el mensaje.

El informe especifica que el crudo del Bloque 31 serviría para mezclar y mejorar el petróleo del ITT, más pesado (14º API) y hacer más fácil su transporte hacia la estación de procesos Edén Yuturi, en el bloque 12. En este lugar se realizará la separación del petróleo, el agua y el gas. Si el desarrollo del ITT esperaba contar con volúmenes promedio de 25 mil barriles día del bloque 31 como diluyente para transportar el crudo más pesado del ITT, la falta de esos volúmenes complicarían la viabilidad del proyecto.

La historia sinuosa del BLOQUE 31

La explotación del bloque 31 ha seguido una historia sinuosa. Todo inició en 1995, durante el gobierno de Sixto Durán Ballén, con la séptima ronda petrolera, bajo la tutela de Wilson Pastor Morris, resultado de la cual se concesionaron varios bloques al interior del Parque Nacional Yasuní.

Como parte de esa licitación, se adjudicó el bloque 31 a la compañía argentina Pérez Companc. Sin embargo, tres años después, en abril de 1998, debido a la presión de organizaciones ambientalistas, el Ministerio de Energía, excluyó temporalmente al bloque 31, de los proyectos extractivos, debido a que un 80% del mapa se encontraba dentro del PNY. Además, el bloque es colindante con el área de amortiguamiento de la Zona Intangible Tagaeri, Taromenane (ZITT).

Pero, apenas a cinco meses de posesionado el gobierno de Rafael Correa, el 22 de Junio de 2007, el ministerio del Ambiente, otorgó el certificado de intersección del bloque 31 con el Parque Nacional Yasuní, aseverando que no se localiza dentro de la zona intangible. El 18 de octubre de 2007, la ministra de Ambiente, Ana Albán, otorgó la licencia ambiental a Petrobras.

En mayo del 2006, la Comisión Interamericana de Derechos Humanos (CIDH), otorgó medidas cautelares orientadas a proteger la vida e integridad de los clanes Tagaeri y Taromenane, acción con la cual se obligó a modificar el mapa petrolero del bloque 31. En enero de 2007, el presidente Alfredo Palacio, delimitó la zona intangible.

Frente a los constantes cuestionamientos a la explotación dentro de un área protegida, la compañía Petrobras decidió abandonar el área y devolverla al Estado. El hecho se materializó el 19 de septiembre del 2008, con la firma de un acuerdo entre Petroecuador y Petrobras.

En ese compromiso, supuestamente el Ecuador no indemnizaría, ni reconocería inversiones a la empresa brasileña; sin embargo, a través de un convenio el gobierno de Rafael Correa, se comprometió a utilizar la capacidad del Oleoducto de Crudos Pesados (OCP), que le correspondía a Petrobras, para transportar el crudo estatal. A través de este convenio, durante los 10 años de vigencia, el país reconocería a Petrobras, aproximadamente 240 millones de dólares.

En buen romance, se acabó indemnizando a Petrobras, por su abandono del bloque 31. Al respecto, el Presidente Rafael Correa, calificó como una “buena noticia” la reversión del bloque, en procura, aseveró, de proteger la riqueza biológica y cultural del Parque Yasuní; aunque, la “buena noticia” duró poco, semanas después se reactivó con fuerza el proyecto de explotación, a cargo de la empresa pública Petroamazonas.

En octubre del año 2008, entró en vigencia la Carta Magna que, por primera vez reconocía derechos a la naturaleza. Específicamente, los consagrados en los artículos 57 y 407, que prohíben la explotación de recursos naturales y otras actividades intrusivas en territorios indígenas y áreas protegidas.

En esas condiciones de evidente veda constitucional, el 26 de junio del año 2009, el Ministerio del Ambiente, bajo la tutela de Marcela Aguiñaga, ratificó la Licencia Ambiental para la explotación del bloque 31, sin contar con la autorización de la Asamblea Nacional, la cual se emitió como se ha dicho, cinco años después, en octubre de 2013.

Como se aprecia, la tragedia económica del bloque 31 es apenas una expresión de la grave situación que enfrenta toda la empresa Petroamazonas. Sus causas no están en la caída de los precios internacionales del crudo, sino en el manejo inconsistente y deleznable de la información técnica, pese a haber contado con millonarias consultorías extranjeras.

El otro argumento de la crisis, es la existencia de inversiones incontroladas y sobrecostos, en un régimen de excepción para la contratación directa, fuera de licitaciones públicas transparentes. El objetivo del Estado es producir petróleo, pero el de las contratistas, es vender bienes y servicios. El primero fracasó en su intento, las segundas han hecho el negocio de su vida. “Se perforan pozos, no importa si son productivos o no, se compran bombas y tubería, no importa si se usan o no“, dicen trabajadores consultados.

Centenares de millones de dólares se han invertido en equipos, los que se encuentran abandonados en las bodegas. Proyectos como el del gas del Golfo y el de generación eléctrica con gas (OGE) suman cerca de 1.500 millones de dólares y sus resultados son seriamente cuestionados. Según análisis internos, Petroamazonas acumularía una deuda de USD 2.300 millones.

Costos de producción y agujeros negros

Reportes oficiales a los que tuvo acceso Focus dan cuenta que Petroamazonas, antes de asumir la operación de los grandes campos a cargo de Petroproducción, en 2013, ya tenía un costo de producción de 29.7 dólares el barril, mientras que el de Petroecuador era de 16.3 dólares el barril.

Desde que asumió el control total de las operaciones, el año 2013 hasta el 2015, Petroamazonas ha invertido en exploración y explotación, USD 8.554 millones, una cifra sin parangón en la historia. Con esas inversiones logró recuperar la producción de petróleo existente a 2006, antes de que Rafael Correa asumiera el poder.

El resultado se expresa en los costos: el año 2014 el costo por barril fue de 29.9, el 2015 bajó a 23 como efecto de recortes en las inversiones. A estos costos debe sumarse el transporte por el oleoducto y los recursos por las leyes 010 y 040, 3 dólares adicionales por barril.

Otro agujero negro en la economía de Petroamazonas, es la producción incremental, basada en los contratos de servicios específicos con financiamiento, un modelo forjado en el taller de Wilson Pastor Morris. Según informes oficiales, entre 2013 y 2015, las compañías de servicios (Schulumberger, Halliburton, Sinopec, Sertecpet, entre otras) han invertido USD 3.290 millones, para alcanzar una producción incremental acumulada de 57 millones de barriles.

Los resultados son desconcertantes: el costo de desarrollo y operativo el año 2013 fue de 105.9 dólares por barril incremental; el año 2014 bajó a 84.4, y el 2015 se encuentra en 65.7 dólares por barril. A esta altura la realidad no se puede acultar, tanto así que la publicación oficial de la Agencia Nacional de Hidrocarburos de Colombia, en junio de 2015, ubicó a Petroamazonsa como la empresa más ineficiente de la región, con un costo de producción de 27 dólares el barril. Con esos costos, en cualquier economía del mundo, solo resta decir: “el que sale al último apaga la luz“.

Con este paisaje de fondo, varios profesionales consultados coinciden en la necesidad de suspender inmediatamente la explotación en el bloque 31, debido a la quiebra del proyecto.

Igualmente, consideran urgente una revisión exhaustiva e independiente del modelo de explotación del bloque ITT, toda vez que su autoría fue del mismo grupo de profesionales que elaboró el modelo del bloque 31.

Los únicos que hacen grandes negocios en el Yasuní son las compañías de servicios, pues al país, a más de las pérdidas, solo le resta contar la historia de su tragedia ambiental y cultural.

Investigación de legisladora en camino

Al margen de estas acciones, la legisladora Cynthia Viteri solicitó a Petroamazonas, información relacionada con la situación de los bloques 31 y 43, así como de los proyectos de generación eléctrica con gas en la Amazonía (OGE), la explotación de gas del Golfo y los resultados de los contratos de servicios específicos.

Además, Viteri le dijo a Focus que en las próximas horas remitirá al presidente Rafael Correa y al contralor Carlos Pólit, un pedido de investigación que permita determinar la responsabilidad, tanto de las autoridades de Petroamazonas, ministerio Coordinador de la Política Económica, así como de los 108 asambleístas que calificaron de interés nacional, la explotación de petróleo en el Parque Nacional Yasuní.

Esta investigación fue realizada por Fernando Villavicencio Valencia;  publicada por Plan V el 29 de octubre de 2015.

Compartir esto:
Cerrar
Periodismo De Investigación © Copyright 2018. Todos los derechos reservados.
Cerrar