Con un precio del crudo promediando $ 100 por barril, el país podría sacar un máximo provecho, pero la paradoja es que la producción mantiene su tendencia a la baja. Sucede lo propio con la capacidad de refinación, lo que obliga
a importar más derivados que valen 50 % más que el crudo que exportamos. No le sacamos suficiente partido a una coyuntura ventajosa.
A diferencia de lo que sucede con los apagones que impactan a toda la población, que la producción petrolera suba o baje es meramente un registro estadístico que pasa desapercibido para la mayoría de los ecuatorianos. Sin embargo, importa y mucho considerando su impacto en las cuentas fiscales, donde la balanza petrolera favorable se ha venido reduciendo por la incidencia de los subsidios y el aumento de la importación de derivados, más del 70 % de la demanda nacional.
No deja de ser paradójico que mientras la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica, Lospee, ha experimentado tres reformas para cambiar el modelo de desarrollo estatista del sector, favoreciendo un mayor dinamismo de la inversión privada, no haya ocurrido lo propio con su semejante de Hidrocarburos.
Esta última, de igual enfoque aprobada en 1978, ha sido objeto de sucesivas reformas que la han convertido en un marco de retazos cuya desconexión menoscaba el concepto de seguridad jurídica. Por ejemplo, mientras los abogados corporativos consideran que sí permite licitar bloques en producción a cargo de Petroecuador, PEC, sus contrapartes “soberanistas” consideran que no es posible.
Las competencias del ministerio del ramo, de Ambiente y Energía, necesitan ser reforzadas para impulsar el Plan de Inversiones Hidrocarburíferas 2025-2029, que prevé licitar múltiples activos de PEC en las fases de exploración y producción, transporte, refinación, almacenamiento y comercialización. A la vez, para poner orden en el complejo sistema de modalidades contractuales, en su mayoría de prestación de servicios específicos tanto con PEC como el MAE, y los de participación que aplican en los nuevos bloques de Intracampos y que deben prevalecer en lo futuro.
Al inicio de 2026, la caída de la producción petrolera ha sido preocupante. Hubo una disminución de casi 20.000 barriles por día debido a fallos en el sistema de suministro de energía en quince pozos del campo Sacha, a más de otros siete por un apagón ocasionado por tormentas eléctricas. Se ha recuperado la mitad, pero aún no la otra, de modo que seguimos con 10.000 barriles menos con respecto a finales del año pasado. Lo paradójico es que estas contingencias ocurran en el campo más emblemático de PEC y en ningún caso en los bloques operados por empresas privadas, que mantienen con regularidad su producción, con cierta proyección al alza.
Con la curva declinante de producción que ha sido la constante en los últimos doce años, la estrategia defensiva sigue siendo evitar que se desplome sin remedio; sin embargo, todavía no hay la señal disruptiva del cambio de momento. El Gobierno ha ofrecido que para 2027 la producción repuntará a 500.000 barriles por día, pero hasta ahora solo ha acreditado metas incumplidas. (O)