Ecuador tiene más de 280.000 kilómetros cuadrados de extensión, que están segmentados por un mapa de desarrollo petrolero. Esta cartografía evidencia no solo los límites y los tipos de bloques, sino quién está a cargo de los mismos. La Amazonía, la Costa y nuestro mar territorial son las zonas que cuentan con recursos no renovables que son explotados desde inicios del siglo XX y, según el Ministerio de Energías y Minas, existen 93 bloques. Uno de ellos, ubicado a 300 kilómetros al noreste de Quito, es el que genera más del 16 % de la producción petrolera total de Ecuador. Estamos hablando de Sacha o bloque 60.
Este campo se encuentra en la provincia de Orellana, dentro del cantón Joya de los Sachas, en el flanco occidental del corredor Sacha - Shushufindi. Se estima que cuenta con una longitud aproximada de 33 kilómetros. Su primer pozo fue perforado a principios de 1969 por la empresa Texaco. Posteriormente, se perforaron tres pozos adicionales con una plataforma helitransportada para delimitar el yacimiento.
En 1971 se iniciaron las perforaciones de desarrollo y el yacimiento se puso en producción en julio de 1972 con más de 29.000 barriles al día. Ese mismo año se llegó a la producción máxima registrada en toda la historia del campo (117.591 barriles diarios) y también pasó a manos del Estado ecuatoriano, tras la creación de la Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana (CEPE). Desde entonces, ha sido operado por distintas entidades del Estado, incluyendo Petroamazonas y Petroecuador.
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Una de las características que lo convierten en la "joya de la corona" ecuatoriana es la calidad del crudo. Mientras más grados API tiene, más liviano es y, por tanto, su valor es más alto en el mercado porque permite obtener productos limpios como gasolinas. Es así que, la mitad del petróleo producido en el campo Sacha se destina a las refinerías de Esmeraldas y La Libertad, aportando unos 37.300 barriles diarios de petróleo.
De acuerdo con datos de Petroamazonas EP de 2013, las principales zonas que concentran los mayores volúmenes de reservas en este campo se encuentran en las formaciones Hollín (31 %), Napo "U" (43 %), Napo "T" (22 %) y Basal Tena (4 %). Se conoce que mientras la presión del yacimiento declina se requiere de energía adicional y más inversiones en tecnología e infraestructura.
En 1986 se crearon seis pozos inyectores, 31 años después, en 2017, existió una repotenciación con la inclusión de 10 pozos de este tipo, distribuidos en el sector norte, centro y sur del campo Sacha. Dos años más tarde, en 2019, la producción llegó a 68.936 barriles al día. En 2021 cayó a 63.921 y el año pasado se obtuvieron 76.980 barriles diarios, que equivale al 20 % de la producción petrolera estatal, que fue de 381.567 barriles por día ese año.
Como ha pasado con otros campos de la Amazonía ecuatoriana, ahora se busca adjudicar su explotación a una empresa privada. No es la primera vez que se intenta concesionar este bloque. Los tres gobiernos anteriores al presidente Daniel Noboa lo intentaron sin éxito. El expresidente Rafael Correa realizó una alianza en 2008 con la empresa estatal venezolana, Pdvsa, que se no se cristalizó, entre otras cosas, porque nunca llegó la inversión de US$ 440 millones; y luego el Estado buscó firmar un contrato con China Energy Reserve and Chemicals Group (Cercg), que tampoco se concretó a pesar de que se negoció un bono anticipado de US$ 1.500 millones.
Luego, en el Gobierno de Lenín Moreno se reconsideró esta posibilidad. La extinta Petroamazonas planteó una licitación con un anticipo de USD 1.000 millones por Sacha y 12 compañías atendieron la invitación. Al final, el proceso fue suspendido. Con Guillermo Lasso, este campo fue incluido en el portafolio de proyectos para inversión privada. Incluso se presentó formalmente en el foro Ecuador Open for Business en 2021. Sin embargo, no se concretó por temas legales.
El consorcio conformado por la empresa Amodaimi Oil Company S.L (subsidiaria de la china Sinopec International Petroleum Exploration and Production Corporation) y Petrolia Ecuador (filial de la empresa canadiense New Stratus Energy) intentó nuevamente captar este bloque, con la entrega de un anticipo de US$ 1.500 millones. El plazo establecido en un inicio fue de 30 días, desde la adjudicación, pero el presidente Noboa redujo ese tiempo a siete días, que se acabaron ayer, 11 de marzo. La empresa no logró entregar el dinero. ¡El Proyecto se cayó!
Ramiro Páez, representante legal y gerente general de Petrolia Ecuador, con más de 40 años de experiencia en la industria petrolera, comparte con Forbes Ecuador cómo se construyó esta propuesta, que ahora quedó en el abandono.
Todo comenzó cuando uno de sus socios (Sinopec) le propuso presentar un consorcio para que se realice una adjudicación directa del bloque 60, sin entrar en un proceso licitatorio. Esto es posible, si está liderado por una empresa estatal, de acuerdo con el artículo 2 y el artículo 19 de la Ley de Hidrocarburos.
Así se formó Sinopetrol, con un 60 % de participación de Sinopec y un 40 % de Petrolia. "Esta era una 'propuesta no solicitada'. Nosotros buscamos la adjudicación, el Gobierno nunca nos buscó. Estamos asociados con una de las empresas más importantes del sector y tenemos más de 28 años operando en el bloque 16 y 67" asegura Páez, quien señala que el consorcio se iba a crear con la firma del contrato.
Mientras tanto, desde el 8 de julio de 2024, trabajaron en conjunto con las autoridades. Ese día presentaron una propuesta inicial para explorar Sacha y, en agosto, firmaron un memorando de entendimiento para entrar a las facilidades del bloque 60, para ajustar la propuesta inicial que tenía un bono de entrada de US$ 1.000 millones, tomando como referencia lo que se pagó por el campo Auca. Realizaron varias visitas confidenciales, según Páez, tuvieron al menos 10 reuniones con Petroecuador y contrataron a Buró Veritas para que constaté la infraestructura del campo.
Páez comenta que el Ministerio de Energía y Minas consultó a la Procuraduría General del Estado y existe un informe favorable y procedente para hacer este tipo de contratos. Así, el 15 de noviembre de 2024, presentaron la propuesta actualizada, con US$ 1.100 millones de bono de entrada. El Comité de Licitaciones de Hidrocarburos (COLH) nombró a los delegados y el proceso de negociación concluyó el 13 de diciembre de 2024. "El acta firmada se pasó al delegado de la Presidencia y al Ministerio de Finanzas, para que se analice el riesgo fiscal, que se demoró casi dos meses, y tuvimos luz verde a finales de febrero de 2025".
El COLH recomendó la adjudicación del contrato y se notificó a Sinopetrol el 28 de febrero. "Por Ley, el plazo para firmar el contrato es de hasta 30 días laborales. Ese periodo es vital para solicitar préstamos a los bancos internacionales". Páez confiesa que fue imposible reunir tanto dinero, en poco tiempo. "Tampoco podíamos entregar la prima sin la firma del contrato, con qué garantías. Se entregaba en la firma. Nosotros hicimos un esfuerzo, solo pedíamos que se cumpla lo que dice la adjudicación".
Este contrato proponía un modelo de negocio para 20 años, con una prima de US$ 1.500 millones de entrada y US$ 1.716 millones de inversiones, en los primeros cinco años de funcionamiento, cerca de US$ 343, 2 millones anuales. En exploración, con dos pozos profundos, se invertirían US$ 24 millones. En perforación, con más de 86 nuevos pozos productores, se destinarían US$ 723 millones. El monto de mantenimiento, modernización y reparación era de US$ 623 millones; y la generación de energía requeriría una inversión de US$ 217 millones. Dentro de sus planes estaba eliminar los más de 80 mecheros y usar ese gas en una planta de energía de 90 megavatios.
Con todo esto, se iba a aumentar la producción a 100.000 barriles por día. "Teníamos que optimizar la producción del campo porque la presión del reservorio ha bajado y queríamos realizar una recuperación mejorada. Además, queríamos contratar a las personas que, de manera voluntaria, renuncien a Petroecuador". Su plan era abrir 400 plazas de empleo y entregar US$ 17 millones a la empresa estatal para que liquiden a los colaboradores que sean captados para este proyecto.
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Con respecto al contrato de participación, Páez explica que, de la producción del petróleo, el contratista se iba a llevar el 80 % y el Estado el 20 % restante. De acuerdo con su flujograma, de la producción bruta (75.000 barriles hoy), se descuenta el consumo interno, para la generación de energía con crudo, y luego viene la producción fiscalizada, que se entrega al oleoducto transecuatoriano, que es la que se divide. De ese 80 %, el contratista tiene que pagar todos los costos operacionales y administrativos. Además, debe cancelar, el transporte, la comercialización a Petroecuador, los más de ocho impuestos, entre ellos el impuesto a la renta que equivale al 25 %, la reversión (US$ 153 millones), los costos financieros, las utilidades a los trabajadores, el 12 % a las comunidades y el Capex. Después de todo eso, se obtiene la renta petrolera, que en los 20 años significará un 82 % para el Estado y un 18 % para la contratista. "Es decir, cogemos el 80 % de la producción y nos quedamos con el 18 % de la renta petrolera".
El monto que recibiría el Gobierno cambiaría de acuerdo con el precio del petróleo. Con un barril a US$ 62, con un valor presente neto y con una tasa de descuento del 12 % anual, se esperaría que ingresen en valores corrientes US$ 10.612 millones en estas dos décadas (ya incluida la prima de inicio).
Los rangos varían de acuerdo a fórmulas matemáticas, pero en palabras sencillas, el rango de ganancia del Estado estaría entre el 15 %, si el precio está en US$ 30, y el 23 %, si sube a US$ 120. No recibiría menos de ese 15 %. Es decir, si está a US$ 30, iba a recibir cerca de US$ 3.200 millones, si está a US$ 70 el barril, el Estado captaría US$ 6.900 millones y si está a US$ 100, US$ 9.600 millones.
"Era un buen negocio porque asumíamos todo, realizábamos inversiones que Petroecuador no tiene la posibilidad y contábamos con la mejor tecnología". (I)
