Era junio del 2014. El precio del crudo West Texas Intermediate (WTI), que sirve de base para calcular el valor del petróleo ecuatoriano, llegó a una de sus cúspides: $ 105 por barril. Al mes siguiente, se inició la caída que hundió al precio en $ 30, en febrero del 2016.

En ese contexto, Petroecuador aceptó enmendar la fórmula con la que se calcula el precio del crudo en los contratos de preventa. El cambio, que fue diseñado por la consultora estadounidense Arthur D. Little, consistía en seguir tomando como referencia el precio del WTI, pero no el valor del día en que Petroecuador entregaba el crudo, sino el de dos semanas después. A medida que el valor del barril caía, se reducían los ingresos para el país.

El entonces gerente de Comercio Internacional, Nilsen Arias, firmó las enmiendas. No aceptó una entrevista.

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Los contratos originales, firmados entre agosto del 2010 y mayo del 2014, establecían que el precio base del WTI se calculaba así: se promediaba el precio marcado el día de la entrega del crudo, de cuatro días antes y de cuatro después.

La propuesta de Arthur D. Little consistía en realizar la entrega, esperar diez días y tomar los precios del WTI reportados entre los días once y quince para hacer el promedio. Petroecuador aceptó la idea y el 27 de junio de 2014 se enmendaron los seis contratos que estaban vigentes en ese entonces.

La misma fórmula se adoptó en dos contratos, suscritos en junio de 2015 y enero de 2016.

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Esa fórmula aseguró un precio más bajo. Por ejemplo, el 12 de diciembre de 2014, el buque Aqualegacy levantó 720.000 barriles de crudo ecuatoriano para Petrochina y Unipec. Con la fórmula original, el precio base del WTI hubiera sido $ 58,7 dólares por barril. Con la fórmula cambiada fue de $ 52,8.

La Contraloría hizo el cálculo de todas las cargas entregadas hasta agosto del 2016 en los contratos 2012-291 y 2012-292. Encontró que Petroecuador dejó de percibir un total de $ 47,9 millones por ese motivo.

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Para el experto petrolero Julio Rivera, si bien esa fórmula es perjudicial para Ecuador cuando el precio del crudo está a la baja, puede ser beneficiosa si el precio está al alza.

No obstante, Petroecuador cambió la fórmula nuevamente en tres contratos cuando el precio del crudo empezó a recuperarse, en enero del 2016. Retomó la forma anterior de calcular el WTI, con cotizaciones alrededor del día de embarque.

El precio referencial del WTI es una parte de la fórmula. A ese precio base se le resta un castigo debido a que el petróleo nacional es de menor calidad que el WTI y se le agrega un premio negociado con el comprador.

Ese castigo también cambió con la nueva fórmula. En los contratos originales se aplicaba la penalidad para el crudo ecuatoriano reportada por Argus, una revista especializada.

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El experto Augusto Tandazo explica que Argus tomaba las ventas de crudo ecuatoriano en el mercado internacional para calcular el castigo. Argus dejó de reportarlo en junio del 2014, pues China había copado la compra de petróleo ecuatoriano y no había suficientes fuentes para realizar el estudio.

La alternativa era tomar el reporte de otra revista especializada, Platts, que sigue reportando el crudo nacional. Pero se optó por una salida más compleja: tomar el castigo que Argus reporta para el crudo ASCI (una mezcla de petróleos que incluye a uno llamado Mars) y a eso restarle dos castigos.

Para el primero, crearon una tabla de derivados para establecer qué tan deficiente es el crudo ecuatoriano frente al Mars durante la refinación. Esa diferencia es el primer castigo.

El segundo es el flete. Para calcularlo, se estableció que se promediaría el costo entre un flete Esmeraldas-Houston y otro Esmeraldas-Los Ángeles, en un buque Panamax.

De acuerdo con Tandazo, en ese cálculo también hay perjuicio. Primero, porque el Panamax es un buque pequeño y, por lo tanto, sus fletes son más costosos. Y segundo, porque las empresas chinas no llevan todo el crudo a Estados Unidos, sino a destinos más cercanos.

EL UNIVERSO analizó el destino del crudo nacional desde junio del 2014 –cuando se cambió la fórmula– hasta diciembre del 2015. No se pudo extender el análisis, pues Petroecuador dejó de reportar el destino del crudo Napo en enero del 2016.

El 63 % se fue a EE.UU.; el 30 %, a varios países latinoamericanos (Chile, Perú, Panamá y Nicaragua); y el 7%, a otros continentes (a China se fue apenas el 1,6 % y a Tailandia, nada).

Un estudio realizado por Julio Rivera concluyó que debido a preventas petroleras, Ecuador habría perdido $ 475 millones hasta diciembre del 2016.

El especialista calculó el valor mensual del crudo ecuatoriano tomando el costo mensual del WTI y un promedio de los castigos reportados por Argus y Platts. No agregó ningún premio que, de ser considerado, agravaría el supuesto daño.

Al precio obtenido con esta fórmula lo comparó con lo facturado por Petroecuador cada mes. Conclusión: la pérdida se agravó en julio del 2014, luego del cambio de fórmula.

Número Tipo Comprador PDF
2009-433 Inicial Petrochina Ver pdf
2010-067 Enmienda al 2009-433 Petrochina Ver pdf
2010-253 Inicial Petrochina Ver pdf
2011-048 Inicial. Enmienda al 2009-433 Petrochina Ver pdf
2011-203 Inicial Petrochina Ver pdf
2012-291 Inicial Petrochina Ver pdf
2012-292 Inicial Unipec Ver pdf
2013-084 Inicial Petrochina Ver pdf
2013-169 Inicial Unipec Ver pdf
2014-090 Inicial Unipec Ver pdf
2014-131 Enmienda al 2014-090 Unipec Ver pdf
2014-132 Enmienda al 2012-292 Unipec Ver pdf
2014-133 Enmienda al 2013-084 Petrochina Ver pdf
2014-134 Enmienda al 2012-291 Petrochina Ver pdf
2014-135 Enmienda al 2011-203 Petrochina Ver pdf
2014-136 Enmienda al 2010-253 Petrochina Ver pdf
2015-082 Enmienda al 2013-084 Petrochina Ver pdf
2015-148 Inicial Petrotailandia Ver pdf
2016-050 Inicial Petrochina Ver pdf
2016-067 Enmienda al 2011-203 Petrochina Ver pdf
2016-068 Enmienda al 2012-291 Petrochina Ver pdf
2016-069 Enmienda al 2013-084 Petrochina Ver pdf
2016-279 Inicial Petrochina Ver pdf
2016-916 Inicial Petrotailandia Ver pdf
2017-028 Enmienda al 2015-148 Petrotailandia Ver pdf

Enmienda por calidad de crudo Napo favoreció al comprador

Las preventas petroleras negociadas por Petroecuador con China y Tailandia prevén que, si Ecuador entrega un crudo con mejor calidad al previsto, obtendrá un premio y, en el caso contrario, un castigo.

Hasta enero del 2016, todos los contratos establecían que la calidad del crudo Napo sería de entre 18 y 19 grados API. Por cada décima de grado mayor, Ecuador recibiría un poco más de dos centavos por barril. Al contrario, por cada décima de grado menor, recibiría el mismo monto como castigo.

A inicios del 2016, la calidad del crudo Napo empezó a mejorar notablemente, lo que significaba mayores ingresos para el país. Sin embargo, los tres contratos con Petrochina vigentes a esa fecha se enmendaron para cambiar los parámetros del premio del crudo Napo.

Los cambios establecieron que el premio ya no se obtendría si se superaba el umbral de los 18 y 19 grados API, sino el de los 19,7 y 20,8 grados.

Con esta enmienda se perdió la oportunidad de recibir más ingresos, señaló el experto petrolero Augusto Tandazo.

Cuando se firmaron esas enmiendas, había otros dos contratos firmados con Unipec que tomaban la cifra de los 18 y 19 grados API para establecer el premio, pero estos acuerdos no fueron cambiados.

EL UNIVERSO consultó al gerente general de Petroecuador, Carlos Tejada, sobre este y otros temas de las preventas, pero al cierre de esta edición no recibió respuesta. (I)