Ecuador: Unas reformas petroleras con muy poca reforma

JUN, 06, 2011 |

Ecuador: Unas reformas petroleras con muy poca reforma

Alberto Acosta1

“- ¿Podrías decirme, que camino he de tomar para salir de aquí?- Preguntó Alicia.
- Depende mucho del sitio a dónde quieras ir - contestó el gato.
- Me da casi igual dónde - dijo Alicia.
- Entonces no importa qué camino sigas - dijo el gato”

Lewis Carroll, Alicia en el País de las Maravillas


Las reformas a la ley de hidrocarburos no constituyen un marco jurídico renovador de la política petrolera. Se abre la puerta legal para la entrega de campos petroleros en explotación e incluso de la infraestructura petrolera a empresas estatales configurando una situación compleja y contradictoria con los intereses nacionales. La apresurada aprobación de estas reformas legales han impedido una discusión adecuada tendiente a la búsqueda de una economía postpetrolera.

El Ecuador, luego de “la larga noche neoliberal”2, requería cambios profundos y urgentes en el marco jurídico vigente en el ámbito hidrocarburífero. La situación jurídica era insostenible y la urgencia de cambiarla, indiscutible. Esta conclusión se nutre del análisis de la realidad petrolera ecuatoriana y de sus perspectivas, sobre todo dos décadas después de una casi planificada depredación de la institucionalidad estatal y de entreguismo a los intereses transnacionales.

La Constitución de Montecristi, como punto de partida

El nuevo marco constitucional, aprobado mayoritariamente por el pueblo ecuatoriano el 28 de septiembre del año 2008, demandaba y demanda aún cambios sustanciales al marco jurídico hidrocarburífero. Cambios que no se contemplaron adecuadamente en las reformas que analizamos brevemente a continuación.

En la Constitución de Montecristi se redefinió el papel del Estado en la explotación de los recursos naturales no renovables. Sobre todo en los artículos 313 a 318 se abordan los sectores estratégicos, servicios y empresas públicas. Se sentaron las bases para cerrar el oprobioso pasado neoliberal y de la sumisión a los intereses transnacionales.

La meta del nuevo marco constitucional reclama por un fortalecimiento del Estado y sus empresas, estableciendo aquellas excepciones que sean necesarias para contar con el apoyo complementario de inversiones privadas extranjeras o nacionales.

La Constitución de Montecristi establece un rico régimen interpretativo que fuerza, además, a un cambio radical del modelo desarrollista y extractivista imperante. Inclusive se desarrolló la propuesta del Buen Vivir o sumak kawsay como horizonte y camino orientado a superar las viejas visiones del desarrollo. Entre los varios puntos clave del texto constitucional se estableció la necesidad de hacer realidad la soberanía energética.3 Este elemento fundamental, que identifica a nuestra Constitución, debe cristalizarse en el aprovechamiento de los recursos energéticos disponibles, sobre todo los renovables, superando la visión compartamentalizada del sector energético: por un lado el petróleo y por otro la electricidad y las otras fuentes de energía.4

Otro punto medular en la Constitución de Montecristi tiene que ver con la integración. En su artículo 423 la Carta Política manda que la integración, en especial con los países de la región, sea un objetivo estratégico del Estado. Y como tal se debe impulsar una aproximación equitativa, solidaria y complementaria. Este mandato constitucional, que incorpora también la cuestión energética, debió reflejarse en el nuevo marco jurídico. Por ejemplo, se pudo establecer un eje referencial claro que permita cristalizar un tipo especial de relaciones con empresas petroleras estatales de la región. Más allá de la lectura de quienes pretenden ver solo problemas en los acercamientos con los países vecinos, esta tarea implica la construcción de un modelo sólido de alianzas estratégicas con las empresas estatales de dichos países.

Para poder construir el Buen Vivir, la Constitución determina la creación de una legislación acorde con el mandato de una vida en armonía con la Naturaleza, es decir con la Pacha Mama. Así, se puso énfasis en Montecristi en la puesta en práctica de los Derechos de la Naturaleza y el reconocimiento efectivo de los Derechos Humanos, incluyendo los Derechos de los Pueblos Indígenas.

En este sentido se requieren reales procesos de consulta al momento de decidir sobre nuevas áreas de explotación de los recursos naturales no renovables (Art. 398). Este asunto está establecido en el artículo 57, numeral 17, en el que se dice que las comunidades, pueblos y nacionalidades indígenas deben “ser consultados antes de la adopción de una medida legislativa que pueda afectar cualquiera de sus derechos colectivos”. Además, para las comunas, comunidades, pueblos y nacionalidades indígenas, de conformidad con el mismo artículo 57 de la Constitución, rigen los pactos, convenios, declaraciones y demás instrumentos internacionales de derechos humanos. Es decir, de acuerdo a la Declaración de la ONU sobre Derechos de los Pueblos Indígenas, es necesario el consentimiento de los consultados para que se realice alguna actividad que pueda afectar la vigencia de sus derechos.

Complementariamente, en el marco constitucional se garantizan -también en el artículo 57- los derechos colectivos de manera irrestricta a los pueblos no contactados. Esta disposición constitucional no se circunscribe exclusivamente a las zonas intangibles o a las áreas protegidas; por ejemplo, si se detectó presencia de pueblos no contactados en la zona de Armadillo fuera del parque Yasuní, se deben suspender todas las actividades petroleras. En el artículo 407, se prohíbe la explotación de recursos naturales no renovables en áreas protegidas, si bien abre la puerta para la excepcionalidad a través de una solicitud que tiene que formularla el primer mandatario a la Asamblea Nacional, la que, incluso, podría abrir la puerta a una consulta popular. Estos aspectos no fueron abordados en la mencionada ley.

En síntesis, en el proyecto presentado por el ejecutivo a la Asamblea Nacional5, que entró en vigencia por el ministerio de la ley, no fue adecuadamente analizado e incorporado este amplio y complejo mandato constitucional. Apenas se introdujeron ajustes puntuales para adecuar la ley a las demandas de la renegociación contractual propuesta con una visión en extremo coyuntural.

Una reforma hidrocarburífera atropellada y superficial

Antes de analizar los cambios contractuales propuestos y los resultados obtenidos en la negociación de los contratos petroleros, analizamos algunos aspectos importantes de las reformas abordadas.

Para empezar, la excepción constitucional en relación a las empresas privadas se convirtió en regla general. Es decir se abrió la puerta para contratar normalmente con empresas privadas las tareas de exploración y explotación de petróleo. Esto no difiere de la norma vigente con anterioridad. Desde esta perspectiva no se dio buena cuenta de la cambiante realidad petrolera ecuatoriana.

Las reservas petroleras del Ecuador han alcanzado la cúpula de la campana de Hubbert6, es decir hemos explotado la mitad o quizás más de las reservas existentes en el país. Cada vez serán menos las reservas disponibles. Las reservas probadas remanentes en la actualidad deben llegar a algo más de 4 mil quinientos millones de barriles.7 Con la tasa de explotación actual, de 470 mil barriles diarios, tenemos un horizonte petrolero que no llegaría a los 30 años. Si consideramos que la Iniciativa Yasuní-ITT implica dejar unos 900 millones de barriles de crudo en el subsuelo, el horizonte de extracción de crudo es mucho menor.8

Un dato a ser considerado es que en alrededor de unos 15 años, Ecuador podría dejar de ser un país exportador de hidrocarburos. Por un lado las reservas son finitas. Y por otro, el crecimiento de la demanda de los derivados de petróleo aumenta de manera sostenida. Dicho esto, la construcción oportuna de una economía post-petrolera, incluso post-extractivista es una imperiosa necesidad.

No nos olvidemos de una de las mayores aberraciones existentes en el país no ha sido superada: Ecuador extrae petróleo, exporta petróleo e importa derivados del petróleo9, pues no tiene la suficiente capacidad de refinación. A estos costosos derivados, como el diesel, se los quema para generar electricidad en plantas térmicas contaminantes. Adicionalmente, hay que reconocer lo que significa vender dichos derivados con enormes subsidios10, que benefician a los grupos más acomodados de la población y que se fugan también por las fronteras.11

Estos problemas de refinación aún no han sido resueltos en los cuatro primeros años de gobierno del presidente Rafael Correa. En la Refinería Estatal de Esmeraldas no se ha logrado superar los problemas que venía arrastrando desde hace varios años. La Refinería del Pacífico tampoco ha avanzado al ritmo esperado. Por cierto no se ha hecho prácticamente nada para cambiar el patrón de consumo dispendioso de derivados de petróleo.12

Esto se complica aún más pues no aprovechamos las energías alternativas y renovables disponibles, como lo son la hidráulica, la solar, la eólica, la geotermia. En este último caso, recuérdese que nosotros literalmente dormimos sobre volcanes activos. Esa es una gran tarea pendiente, transformar la matriz energética reduciendo la dependencia del petróleo y sus derivados. Nada de esto se abordó en las reformas introducidas.13

La reforma a la Ley de Hidrocarburos debió prever cambios en el ámbito de la refinación de crudo. Es obvio que hay que apurar las tareas de rehabilitación y repotenciación de la Refinería Estatal de Esmeraldas. Además, cabría crear las condiciones legales adecuadas para que la construcción de la Refinería del Pacífico14 atienda las demandas nacionales en este proceso de transición energética, sin poner en riesgo la Naturaleza ni la vida de las comunidades locales15, y sin que su construcción pueda constituir una violación de la soberanía nacional. Igualmente falta una profunda revisión e incluso una reingeniería en todas las contrataciones petroleras, pues, en muchas de ellas, por ejemplo, en el ámbito del suministro de los derivados de petróleo existen situaciones poco claras y con seguridad nocivas a los intereses nacionales.

En esta línea de reflexión cabría también revisar la política del Estado de transportar su crudo liviano mezclado con el pesado de las empresas privadas a través del Sistema del Oleoducto Transecuatoriano (SOTE), lo que ocasiona un menor rendimiento de derivados livianos en la refinería Estatal de Esmeraldas, que luego tienen que ser importados. En suma, la reforma debió regular el transporte de crudo, impidiendo la perpetuidad de las mezclas y los consiguientes perjuicios en la industrialización. Pudo ser también una oportunidad para determinar la real propiedad del Oleoducto de Crudos Pesados (OCP). Las deudas de éste al Sistema de Rentas Interno (SRI) llegan casi a 400 millones de dólares, es decir que cuando termine su contrato, el OCP le entregaría un tubo al Estado a cambio de la deuda.

Adicionalmente, ya no se requiere un marco jurídico como el de épocas anteriores cuando se forzaba la exploración y la explotación de crudo de manera irresponsable.

Siendo importante, no era suficiente maximizar la participación del Estado en la renta petrolera. Tampoco se debieron simplemente elaborar nuevas reglas para asegurar la confianza y la estabilidad a las empresas privadas, teniendo en la mira crecientes tasas de extracción de crudo. No bastaba con incorporar a los puntos anteriores alicientes para incrementar las reservas disponibles16, algo que, por lo demás, no se habría conseguido, según analistas cercanos a las empresas transnacionales.

Necesitamos una estrategia diferente. Si antes no se aprovechó el crudo explotado de manera responsable, hoy resulta imperdonable seguir con la misma lógica dilapidadora de las reservas petroleras y de los ingresos que generan las exportaciones de los hidrocarburos; lógica que también es depredadora de la Naturaleza y de las mismas comunidades en donde se desarrollan estas actividades.

La nueva Ley de hidrocarburos abre la puerta legal para la entrega de campos petroleros en explotación e incluso de la infraestructura petrolera a empresas estatales. Al crear los contratos para la exploración y/o explotación de petróleo se configura una situación en extremo compleja y contradictoria con los intereses nacionales. Esto podría incurrir incluso en “una traición a la patria” y “una idiotez económica”, para usar los términos del economista Rafael Correa antes de ser presidente de la República, cuando durante el gobierno del coronel Lucio Gutiérrez se pretendía entregar los campos maduros -Shushufindi, Lago Agrio, Sacha, Auca- a empresas transnacionales extranjeras. Una situación preocupante, pues en el 2008, el gobierno del presidente Correa, sin contar con un marco jurídico adecuado, es decir antes de que entren en vigencia las reformas de julio del 2010, se entregó el campo Sacha a la empresa estatal venezolana.17

Reconociendo como necesaria la integración energética regional y el trabajo mancomunado entre empresas estatales para enfrentar el poder de las transnacionales y de sus representantes criollos, no parece lo más adecuado que se haya introducido legalmente un esquema que posibilite contrataciones a dedo: en las reformas aprobadas se abre la posibilidad para que los campos en explotación, bajo la modalidad de obras, bienes y servicios, sean “adjudicados directamente” a empresas estatales o mixtas. La integración requiere de bases sólidas, sin que llegue a menoscabar una genuina soberanía nacional. Evitar situaciones perjudiciales para el país se conseguirá con reglas claras, que no minimicen al ente estatal. Esto implica, por ejemplo, desarrollar adecuados esquemas de licitación pública para este tipo de empresas estatales.

Viendo el tema desde otro ángulo, para finiquitar los actuales contratos o suscribir nuevos se debió considerar lo que implicaba la reparación de las áreas intervenidas. No se debió permitir que los operadores sean eximidos de asumir los costos de esta reparación, que tienen que asumirlos como manda la Constitución. La nueva Ley de hidrocarburos debió priorizar su atención en los procesos de abandono, reparación integral y sanción a los responsables de los perjuicios al Estado. Estos elementos no aparecen en las reformas a esta ley.

Lo anterior implicaba la creación de sistemas de monitoreo, vigilancia y control ambiental, así como de condiciones para el abandono responsable de las áreas intervenidas. Igualmente, tal como se anotó anteriormente, se debió fortalecer como imprescindibles los procedimientos de consulta e interlocución con las comunidades y con los trabajadores petroleros, bajo el principio del respeto irrestricto de sus derechos.

También faltó analizar cómo se procesan restricciones totales o parciales, permanentes o temporales al intervenir en zonas vulnerables ambiental, social o culturalmente, con visión de largo plazo.18 En este contexto hay que ubicar a la Iniciativa Yasuní-ITT, propuesta que, si existe la suficiente coherencia en el gobierno, abriría la puerta para la construcción de una economía post-petrolera y post-extractivista.19 Se debió, entonces, analizar cómo desde esta reforma a la Ley de hidrocarburos se podía fortalecer la Iniciativa Yasuní-ITT. Nada de esto sucedió en las reformas aprobadas de manera atropellada y sin un suficiente debate.

No nos olvidemos, las actividades petroleras y las mineras provocan elevados costos ambientales, que por lo demás, no entran casi nunca en los cálculos de rentabilidad que hacen las empresas e incluso el Estado. Costos que luego, de una u otra manera, se los traslada de manera brutal a la sociedad. Por lo tanto, hay que abandonar la desgastada y equivocada premisa de que si no se explotan los recursos naturales no renovables, los sacrificios los paga la gente empobrecida, que es sobre la que en realidad impacta el grueso de los pasivos socio-ambientales.

De las reformas aprobadas tampoco se derivan cambios que tiendan a fortalecer el papel de las empresas estatales en el subsector petrolero. En este campo, casi todos los esfuerzos del gobierno, incluso apoyado en la Armada Nacional, resultaron poco provechosos. Ésta debió ser la tarea prioritaria, incluso antes de avanzar en la renegociación de los contratos. En esta etapa de transición hacia una economía postpetrolera se debe contar con empresas estatales fortalecidas, capaces de enfrentar este reto, sin tener que entregar las actividades petroleras al capital transnacional.

A la postre, sin ninguna intervención de la Asamblea Nacional, el gobierno se limitó a introducir, con algunas variaciones, una vieja modalidad contractual. En suma, no se marcaron las rutas de un cambio de política de fondo, ni se estableció el necesario marco jurídico renovador de la política hidrocarburífera.

Reflexiones sobre los nuevos contratos petroleros

Desde que se inició el mandato del presidente Correa se buscó cambiar el marco jurídico en el sector hidrocarburífero, con el objeto de que el Estado aumente su participación en la renta petrolera. Esta meta estuvo prevista ya en el Plan de Gobierno del Movimiento País 2007-2011, elaborada en el 2006, y en la Agenda Energética 2007-2011, entregada por el Ministerio de Energía y Minas en junio del 2007.

En octubre del 2007, el presidente Correa modificó, acertadamente, el Reglamento a la Ley reformatoria de Hidrocarburos No. 42-200620, decretando que el 99% de las ganancias extraordinarias vayan al Estado y el 1% se quede en las compañías. Esto provocó una serie de protestas por parte de las empresas petroleras, que derivaron, en el año 2008, en la suscripción de acuerdos o modificaciones contractuales transitorias por un año e incluso dos.

Antes de esa decisión ya se empezó a trabajar en el cambio de modalidad de los contratos de participación a un “contrato único de operaciones hidrocarburíferas”, en verdad un tipo de contrato de prestación de servicios. El contrato suscrito con la empresa privada italiana AGIP para el Bloque 10 era el único que se mantenía bajo la modalidad de prestación de servicios, pero bajo otra concepción legal y económica, fundamentada en la Ley 101, expedida en el año 1982.

Luego de un complejo y poco transparente proceso de marchas y contramarchas, sin que se haya logrado potenciar al ente estatal en el ínterin, el gobierno del presidente Correa presentó en junio del 2010, en la Asamblea Nacional, el tan esperado proyecto de reformas a la Ley de Hidrocarburos con carácter de urgente. Sin embargo, este importante proyecto no recibió el tratamiento adecuado, sobre todo por la posición poco constructiva del propio bloque oficialista que cerró la puerta al debate en el pleno de la Asamblea.

Cumplido el plazo de 30 días que tenía la función legislativa para conocer y aprobar el proyecto de reformas propuesto por el ejecutivo las reformas entraron en vigencia por el ministerio de la Ley, es decir sin que se haya introducido una sola observación al proyecto original. Así, el 27 julio del 2010 se efectivizó la Ley Reformatoria a la Ley de Hidrocarburos y a la Ley de Régimen Tributario Interno. Con esta Ley se abrió la puerta para la introducción del mencionado contrato de prestación de servicios, que sirvió de base para la renegociación de los contratos con las empresas petroleras.21

Dentro del plazo de 120 días para la renegociación de los contratos22, según información del Ministerio de Recursos Naturales No Renovables, se llegó a un acuerdo con cinco empresas petroleras extranjeras para que cambien de modalidad contractual. Estas son la italiana Agip-Eni, las chinas Andes Petroleum y Petroriental, la hispano argentina Repsol y el consorcio chileno Enap-Sipec.23

Cuatro empresas no llegaron a un acuerdo con el Estado:

- La brasileña Petrobras que operaba en consorcio con otras compañías en el Bloque 18 y Campo Unificado Palo Azul. Ésta era poseedora de un 30% de participación en el consorcio que opera en el Bloque 18 y en el Campo Unificado Palo Azul. Esta empresa brasileña de capital mixto extraía unos 30.000 barriles diarios de crudo. Su falta de acuerdo, según la versión oficial, se debería a que “su política no es operar como prestadora de servicios” y habría manifestado, además, que no existen garantías para realizar inversiones a largo plazo. Habría que considerar el que esta empresa habría estado operando el campo Palo Azul de manera ilegal, lo que también podría haber pesado para su decisión considerando que está en marcha un proceso judicial por peculado por la arbitraria entrega de dicho campo a la compañía brasilera.24

- La empresa norteamericana Energy Development Corporation (EDC) que operaba en el Bloque 3 de la Región Litoral. EDC, que es parte del grupo empresarial Noble Energy, operaba y extraía gas en el Bloque 3, en el litoral ecuatoriano frente a la provincia de El Oro, costa afuera. Esta empresa no tuvo interés en suscribir un contrato de prestación de servicios. No obstante, hay que tener presente que en el mes de enero del 2010, el Estado por intermedio de Petroecuador solicitó la caducidad de su contrato por varios incumplimientos cometidos en su operación. Con este arreglo, que desechó el pedido de caducidad planteado, quedaría archivado el proceso que el Estado llevaba en contra de EDC. Sin embargo, según las autoridades, se descartaría una demanda arbitral de parte de la empresa en contra del Estado. Para la reversión al Estado de este campo se ha formado una Unidad de Gas en Petroecuador, la que contará con asesoría de la chilena ENAP.25

- La coreana Canadá Grande que operaba en el Bloque 1 costa afuera en la provincia de Santa Elena, en consorcio con la empresa Tripetrol, incautada por la ahora desaparecida Agencia de Garantía de Depósitos (AGD). Esta empresa era propietaria del 50% de participaciones en el contrato; el resto de la participación pertenecía a Tripetrol, empresa que fue incautada por la AGD. Luego sus acciones fueron traspasadas al Fideicomiso “No Más Impunidad”, administrado por el Ministerio de Finanzas. Canadá Grande tiene, además, un diferendo con el fisco por el no pago de impuestos y la no entrega de la participación al Estado por los ingresos extraordinarios provenientes de la aplicación de ley 2006-42.

- La empresa China National Petroleum Corporation - CNPC que operaba en el Bloque 11. Esta compañía se encontraba bajo un estado de fuerza mayor por lo cual no se pudo firmar un contrato. A esta compañía el Estado nada tendría que pagarle, por cuanto ese bloque jamás fue reportado como comercial.

Las actividades de estas empresas serán asumidas por las empresas estatales o serán licitadas, ante la falta de capacidad de los entes estatales. Además, tendrán un plazo de 120 días para liquidar los contratos, llegar a un acuerdo sobre las inversiones no amortizadas que el Estado debe reconocerles y la reversión de sus bloques, campos y áreas, de conformidad con el artículo 29 de la Ley de Hidrocarburos.

Según el Ministro de Recursos Naturales No Renovables, el beneficio corriente del Estado sería de 3.171 millones de dólares. Antes de la renegociación el Estado podría haber obtenido 5.469 millones y luego, 8.640 millones. Igualmente el gobierno anunció que la participación del Estado en la renta pasó de 70% al 80%.26 Por cada dólar de incremento en el precio internacional del petróleo, el Estado recibiría 12,7 millones de dólares adicionales al año, de acuerdo a la expectativa gubernamental.

Por la negociación, el gobierno espera un incremento de las inversiones de 353 millones de dólares a 1.205 millones: nueva inversión en extracción de crudo por 963 millones y en exploraciones nuevas, 242 millones. Las petroleras asumen la responsabilidad de colocar los fondos que comprometan ejecutar, caso contrario, en el pago de la tarifa anual se descontaría la actividad que no sea realizada. Si no invierten en 2 años se da por terminado el contrato.

Según la modalidad de prestación de servicios, el total de la extracción petrolera pertenecería al país, al decir del gobierno. Esto no necesariamente es así. La tarifa puede ser pagada con petróleo o la empresa puede comprarlo en el campo. De acuerdo a informaciones oficiales, el Estado lograría un incremento adicional de la disponibilidad de petróleo equivalente a 35.400 barriles por día, es decir se buscará incrementar la extracción petrolera total, en 246 millones de barriles. Para el año 2013, la extracción de crudo del país debería fluctuar entre 550.000 y 600.000 barriles diarios.

Si el precio del crudo baja, el país se asegura el 25% del precio internacional, por margen de soberanía. Si no se tuvieren ingresos para pagar la tarifa, la empresa recuperará la misma, cuando suba el precio. Si las empresas privadas quieren obtener mayores utilidades deberán reducir costos con la tarifa fija y esto redundará en el aumento del Impuesto a la Renta para el Estado. Si la contratista aumenta más la producción prevista, el Estado recibirá el 80% del beneficio y las compañías el 20%, por la distribución de la renta petrolera, según la información oficial.

Se habría acordado que las empresas petroleras renuncien a cualquier reclamo o indemnización relacionada con las obligaciones que tenían por transportar el petróleo por el Oleoducto de Crudos Pesados OCP. El Estado asumiría el transporte del petróleo por el OCP en razón a que bajo la nueva modalidad contractual, todo el petróleo es del Estado. El costo por cada barril transportado sería de 1,43 dólares.

Las empresas privadas, cumpliendo con lo que dispone la Constitución de Montecristi, habrían renunciado a todo reclamo o indemnización en el tribunal arbitral del Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (CIADI) y a todo recurso arbitral por caducidad de sus respectivos contratos. Por último, los trabajadores ya no recibirían el 15% por concepto de su participación en las utilidades, sino sólo 3%. El 12% de las utilidades de las empresas se destinarán a las comunidades en donde se explota el petróleo.27

El triunfalismo del Ministerio de Recursos Naturales no Renovables28 no es compartido por todos los expertos y conocedores en la materia. Ya han surgido varias críticas a lo conseguido en dichas renegociaciones. En esencia, lo que se habría logrado es extender el modelo contractual de Ivanhoe29 a las demás compañías, así como limpiar y perdonar las responsabilidades judiciales, económicas y ambientales que tenían las empresas. Además, las tarifas de extracción del crudo30 son consideradas como demasiado elevadas, si se compara con el costo de extracción de los entes estatales. Hay cuestionamientos por el uso de información de difícil comprobación para realizar las estimaciones presentadas. En las tarifas establecidas, por ejemplo, ya se incorpora por adelantado una tasa de 8 dólares por barril a cargo del crudo que se va a obtener, sin tener seguridad de que esto suceda así. No está claro cómo se determinaron los incrementos de reservas a futuro. Se estaría pagando por barril a ser producido y no por barril producido.
En el contexto de la reflexión anterior resultó inconveniente ampliar los plazos de los actuales contratos con empresas extranjeras. Hay varios contratos con compañías privadas, que vencían en muy pocos años. Esto obligaba a actuar con redoblada cautela por parte del gobierno.

La Asamblea Nacional debería haber conocido primero los términos de las más recientes negociaciones realizadas en el gobierno del presidente Correa, que incorporaron un contrato transitorio de un año31, que luego se amplió a dos, hasta que concluyan las renegociaciones definitivas. El propio presidente Correa cuestionó esta ampliación, que se habría hecho “sin su conocimiento”. La primera renegociación (2008-2009) y la firma de los contratos transitorios, se realizó sin que exista una base jurídica adecuada y suficiente, pues la reforma a la Ley de hidrocarburos, que introduce el nuevo contrato de prestación de servicios, recién se aprobó en julio de 2010. Entonces, queda la duda de cómo suscribieron contratos por un año y luego de dos, plazo en el cual se debía migrar al nuevo modelo, si ese modelo no existía aún.

Todo indica que no resultó acertado terminar o modificar los contratos sin antes evaluar los impactos, pues esto beneficiará exclusivamente a las empresas privadas en detrimento del patrimonio nacional y de la calidad de vida de las poblaciones locales. Debieron darse previamente auditorías operativas, legales, económicas, sociales y ambientales de todos los contratos vigentes, sobre todo de aquellos a punto de finiquitar. Sin dichas auditorías no era conveniente dar paso a ninguna renegociación. A cuenta de atraer inversiones no se podía borrar los posibles atropellos cometidos en varios ámbitos por las empresas que aún estaban en el país.32

Además, desde el punto de vista nacional, lo adecuado debió ser esperar la finalización ordenada de los contratos para que sean las empresas estatales los que asuman las operaciones de todos los campos revertidos.

Veamos algunos datos de los contratos que fueron ampliados:

- En el caso de AGIP-ENI, que en una década habría obtenido casi 1.000 millones de utilidad neta, el plazo de su contrato, que finalizaba en el 2017, con la nueva modalidad contractual, fue ampliado al año 2023. Recuérdese, además, que a este consorcio se entregó sin licitación el campo Oglán
(Bloque 42), en donde el Estado ya ha realizado cuantiosas inversiones. Además, con el cambio de área geográfica se entregaron zonas del controvertido Bloque 23, en donde hay absoluto rechazo a operaciones petroleras, como es el caso de Sarayaku.33

- El contrato de participación con REPSOL terminaba el 2012, año en el que el 100% de las reservas, producción e infraestructura debía pasar al Estado ecuatoriano; con la renegociación se amplió dicho plazo al año 2018.

- El contrato con Andes Petroleum en Tarapoa, que vencía el año 2015, ahora dura hasta el año 2025, y se anexó ilegalmente la economía del campo unificado Fanny 18B al nuevo contrato del bloque Tarapoa. La transitoria primera de la ley reformatoria no dice nada respecto a los campos unificados.

- Petroriental, cuyo contrato de participación finalizaba en 2012, se le amplió el plazo también hasta el 2018. A esta empresa se le amplió su ámbito de incidencia en el Bloque 14 por arriba de los bloques 16 y 31 en un área nueva, que es, además, por lo menos una porción, parque nacional.

- La mayor crítica en el caso de SINEC-ENAP radica en que se mantiene e incrementa la tarifa del anterior contrato. Un punto cuestionado porque cuando estos campos eran operados por Petroecuador, la tarifa era mucho menor.

También se ha destacado como algo perjudicial haber reconocido tarifas entre los 35 y 41 dólares por barril en bloques viejos, con crudos pesados y a cambio de inversiones consideradas como modestas, no orientadas realmente a descubrir nuevas reservas. Las empresas con inversiones relativamente modestas obtendrían jugosas utilidades, si los precios del petróleo se mantienen elevados34. No se olvide que a Petroamazonas la extracción de crudo le cuesta 7 dólares por barril y a Petroecuador 5 dólares.

En definitiva, sin haber agotado el análisis de los nuevos contratos, el beneficio a obtener no se debería medir solo por el monto de los potenciales ingresos, sino por la disponibilidad de crudo para que Ecuador satisfaga su demanda interna de derivados. Esta es una de las principales exigencias para transformar la actual matriz energética, construyendo otra matriz fundamentada en fuentes renovables y sustentables de energía, así como en un consumo eficiente. No nos olvidemos que uno de los objetivos potentes de la ley, sobre todo en esta nueva fase hidrocarburífera, debió haber sido el suministro del mercado interno. El petróleo remanente, en suma, debe servir de base para construir la nueva matriz energética y para asegurar el mayor suministro nacional de derivados posible, no simplemente para conseguir más ingresos fiscales.

A modo de conclusión

Como se desprende de este breve análisis, hay muchos elementos adicionales que se debieron considerar al momento de debatir la nueva Ley de hidrocarburos. Migrar de los contratos de participación a los de prestación de servicios debió hacerse en base a una profunda reflexión. Eso no se pudo hacer con seriedad en un plazo perentorio de 30 días.

Recuérdese, además, que hace no muchos años se realizó la transición inversa. En cada uno de estos cambios, dadas las diversas coyunturas políticas y las condiciones particulares de los yacimientos (reservas, tasa de extracción, inversiones y amortización), puede haber habido grandes perjuicios para el Estado. Coincidamos con Michael J. Watts, quien analiza el tema de la “violencia petrolera” y que compara el caso nigeriano con el ecuatoriano, que en “toda la historia del petróleo está repleta de criminalidad, corrupción, el crudo ejercicio del poder y lo peor del capitalismo de frontera”.35

El tiempo dirá si las expectativas gubernamentales se cumplen. Lo que si queda claro es que hay varios puntos críticos en las negociaciones recientemente concluidas. Entre otros podríamos destacar los siguientes:

- Las negociaciones de los contratos se enmarcaron en las normas coyunturales establecidas en las reformas petroleras. Su principal objetivo fue mejorar la participación del Estado en la renta petrolera.

- Las elevadas tarifas asegurarían jugosas ganancias a las empresas prestadoras de servicios a cambio de relativamente modestas inversiones.

- No fue conveniente la prolongación de los plazos contractuales cuando las empresas estatales pudieron haber asumido la tarea al término de los respectivos contratos. Tampoco se justifica la ampliación de los bloques petroleros a las empresas que renegociaron los contratos.

- Antes de dar paso a la renegociación se debió hacer una auditoria integral del manejo de cada uno de los campos por parte de las respectivas empresas. A partir de dichas auditorías se pudo impulsar la reparación de las zonas ya intervenidas por parte de cada una de las empresas, en suma, se pudo evitar la impunidad en materia ambiental, e incluso legal y económica.

- Se podría también concluir que las empresas que se quedaron, lograron renegociar favorablemente sus contratos, y las que se fueron lo hicieron por razones diferentes a las posibilidades de obtener significativos beneficios.

Estas son unas reformas definitivamente incompletas y no necesariamente beneficiosas para el país.32

De allí que se debe todavía hacer un esfuerzo enorme y sostenido para maximizar los efectos positivos que se puedan obtener de la extracción petrolera especialmente en los actuales campos en explotación, sin perder de vista que el petróleo se acaba.

Lo que queda de petróleo, en concreto, debería servir para construir las bases que nos permitan transitar hacia otra forma de economía. El desarrollo no se consigue simplemente en base a la extracción de los recursos naturales, mucho menos el Buen Vivir o Sumak Kawsay. Tengamos siempre presente que es preciso generar riqueza en base al esfuerzo de los seres humanos. No podemos simplemente sobrevivir gracias a la renta de la Naturaleza, a la que, por lo demás, con este insensato extractivismo, le estamos llevando hacia un colapso.
1 Economista ecuatoriano. Profesor e investigador de la FLACSO. Ex-ministro de Energía y Minas. Ex-presidente de la Asamblea Constituyente. Este artículo, en una primera versión, se publicó en la revista La Tendencia, número 11, febrero-marzo del 2011, Quito.
2 Ver: La larga noche neoliberal – Políticas económicas de los 80, Icaria, Barcelona, 1993.
3 Esto más que una referencia casual intentaba plantear la necesidad de control, diversificación y coherencia con otros aspectos tales como la soberanía alimentaria o el derecho al agua (Ver el artículo 15 de la Constitución).
4 Esta visión dio lugar a la división del Ministerio de Energía en el año 2007. A partir de un enfoque reduccionista se intentó descomponer una compleja realidad como la energética en sus partes constitutivas, por un lado la electricidad y por otro el petróleo. De hecho se perdió de vista una visión sistémica que no ha podido ser subsanada por parte del Ministerio de Coordinación de los Sectores Estratégicos, tal como se vio durante el estiaje de fines del año 2009 y principios del 2010.
5 El proyecto de ley pecó incluso de inconstitucional al abordar varias materias simultáneamente: la hidrocarburífera y la tributaria, al menos. Esto atenta contra el artículo 136 de la Constitución, que es claro al respecto: “si el proyecto no reúne estos requisitos no se tramitará”. Ésta debió ser otra razón de peso para devolver la propuesta de reforma al ejecutivo.
6 King Hubbert fue funcionario de la Shell, catedrático en el Instituto de Tecnología de Massachussets y en la Universidad de California. Él concibió un modelo mediante el que se anticipa la evolución decreciente de la explotación de un yacimiento petrolero que crece rápidamente al inicio, para volverse cada vez más problemático y caro luego de que se ha alcanzado su cima o cenit.
7 Hay otras estimaciones que hablan de apenas 3.400 millones de barriles. De todas maneras, hay que recordar que el volumen de las reservas hidrocarburíferas ha sido motivo de diversas manipulaciones. En determinadas épocas se redujeron las reservas, sin estudios de por medio, simplemente para facilitar la entrega de mayores prebendas a los inversionistas extranjeros o para ampliar la frontera petrolera. En otras, las cifras fueron infladas para incrementar la tasa de extracción de crudo y así sostener el servicio de la deuda externa.
8 El actual horizonte de reservas en manos de las empresas extranjeras es mucho menor. Antes de la renegociación de los contratos se estimaba que estas empresas estaban a punto de agotar sus reservas, que no llegaría a cuatro años.
9 En el Presupuesto General del Estado se estiman estas importaciones en al menos 3.700 millones de dólares para el año 2011.
10 Para el año 2010 se estimaron estos subsidios en 3 mil millones de dólares, para el 2011 podría acercarse a los 4.000 millones. Este es un tema que se debe discutir con gran responsabilidad. No se trata de quitar los subsidios a lo bruto, es decir a lo neoliberal. No, de ninguna manera. Hay que hacerlo con creatividad, de manera selectiva. Los subsidios deben mantenerse para los grupos empobrecidos y marginados, no para los acomodados. Y los subsidios pueden continuar, al menos temporalmente, para ayudar en el proceso de transición hacia una economía postpetrolera.
11 El monto del contrabando se estima que puede bordear los 800 millones de dólares.
12 A la luz de esta realidad cabría preguntarse sobre quiénes son los beneficiarios de tanta desidia. La respuesta es fácil, en primera línea los intermediarios de los derivados que el Ecuador se ve forzado a importar desde hace muchos años.
13 Recuérdese que desde fines del año 2009 hasta inicios del 2010, el país sufrió nuevos y costosos racionamientos de electricidad como producto de los problemas heredados de la época neoliberal y también de la inoperancia en el manejo del sector energético en el gobierno del presidente Correa, el que, desde junio del 2007, disponía de un claro diagnóstico de la situación y de una detallada propuesta de acción: Agenda Energética 2007-2011, del Ministerio de Energía y Minas.
14 La Asamblea Nacional debería hacer un seguimiento de estos proyectos de trascendencia indiscutible, como lo es también el proyecto hidroeléctrico Coca-Codo-Sinclair; tarea en la que también deberían involucrarse sendas veedurías ciudadanas.
15 La construcción de esta refinería no significa necesariamente la explotación del ITT, como maliciosamente se asevera. La disponibilidad de reservas del ITT no aseguraría el crudo suficiente para una operación de una refinería por unos 40 años, al menos. La tasa de extracción prevista llega a unos 110 mil barriles al día por unos 13 años, y luego empezaría su declinación natural. Esta refinería, desde el inicio, se la programó para procesar crudo venezolano y no solo ecuatoriano. Esta situación es bastante común en el negocio hidrocarburífero: con seguridad la mayor cantidad de refinerías existentes en el mundo están en países que no disponen de reservas importantes de petróleo o carecen totalmente de ellas.
16 No faltan personas que todavía siguen con la cantaleta de que el petróleo es indispensable para lograr la autosuficiencia energética y el equilibrio de la caja fiscal. Y otras que encuentran en la minería metálica a gran escala a cielo abierto la única alternativa al petróleo, cuyo fin se acerca inexorablemente. No hay duda, el ADN extractivista está bastante enraizado en la sociedad ecuatoriana. La solución deberá incorporar varias acciones, pero sobre todo una profunda reforma tributaria; la presión fiscal del Ecuador bordea el 13%, un nivel bajísimo en comparación con otros países: Chile 18%, Bolivia 24%, EEUU 26%, Alemania 36%, Suecia 47%.
17 La empresa mixta Río Napo fue conformada el 15 de julio del 2008 entre Pdvsa y Petroecuador para explotar el campo Sacha. Los resultados obtenidos hasta ahora no son para nada satisfactorios.
18 Se avizoran nuevas rondas petroleras en el centro-sur de la Amazonía –especialmente los Bloques 32 a 38- en donde existirían entre 160 y 200 millones de barriles de reserva de crudo. Estas actividades podrían afectar gravemente los territorios de varias nacionalidades indígenas y una extensión de casi dos millones de hectáreas de bosque amazónico megadiverso.
19 Las amenazas al ITT no solo que se mantienen, sino que se han ampliado últimamente. Con una modificación del mapa catastral, la empresa Petroriental, empresa china de derecho privado, alcanzó que su bloque 14 se amplié por la parte superior de los bloques 16 y 31, hasta llegar al área del Tiputini. Anótese, además, que las actividades petroleras avanzan aceleradamente en el bloque 31, en manos de la estatal Petroamazonas; bloque que sería rentable solo si se explota el crudo del ITT, al que está pegado por el lado oriental. Adicionalmente ya existe la autorización para empezar el “Estudio de Impacto y Plan de Manejo Ambiental del proyecto de Desarrollo y Producción de los Campos Tiputini-Tambococha”.
20 Desde el Gobierno se impulsó la expedición de la Ley No. 42-2006, reformatoria a la Ley de Hidrocarburos, mediante la cual se obligó a las empresas transnacionales a repartir en un porcentaje inicial de 50% para el Estado y 50% para las empresas privadas, las ganancias extraordinarias de las ventas del petróleo por los altos precios del crudo.
21 Con esta ley se creó la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero que reemplazó a la anterior Dirección Nacional de Hidrocarburos (DNH), así como la Secretaría de Hidrocarburos encargada de licitar, administrar y suscribir los contratos petroleros, actividad que antes la ejercía Petroecuador. Los alcances de estas reformas no se abordan en este artículo.
22 Se establecieron 180 días para la renegociación de los contratos suscritos bajo la modalidad de campos marginales y servicios específicos. Hasta fines de enero del 2011, se conoce que tres empresas no habrían llegado a un acuerdo con el Estado y mientras que otras cinco si mantendrían sus contratos: Tecpecuador, Petróleos Sudamericanos, Petrobell, Repsol-YPF y el Consorcio Pegaso. La firma Bellwether International, con capital estadounidense, decidió abandonar el país y traspasar la operación del campo Charapa a manos del Estado. Cosa similar resolvió el consorcio Gran Colombia, con capital colombiano y operadora del campo Armadillo, y el Consorcio Petrolero Amazónico, ecuatoriano-venezolano, que tiene a su cargo los campos Puna y Singue; los campos de estas dos últimas empresas saldrían a licitación. El campo Armadillo no debía ser objeto de renegociación alguna, pues según Petroecuador, ese campo no sería marginal; pero ahora se indemnizará a las empresas que operaban allí, entre otras a la empresa Ecuavital. En abril del 2007, el presidente Correa calificó a José Dapelo, socio de Ecuavital, de ser el “gangster que se ha llevado 140 millones de dólares en remediación ambiental”.
23 Empresa Nacional de Petróleos de Chile-Sociedad Internacional de Petróleos de Chile.
24 Durante 10 años se mantuvo esta situación que ha sido considerada como un fraude técnico e incluso como un peculado. De este campo se extrajo el grueso del crudo, puesto que el Bloque 18, cercano al campo en mención no es comercialmente explotable desde 1995.
25 El gas que EDC obtenía de su operación es utilizado para la provisión de combustible de Machala Power, central térmica que genera electricidad. La operación de Machala Power también pasaría a manos de la Corporación Eléctrica del Ecuador -CELEC-.
26 En los contratos de participación para la exploración y explotación de hidrocarburos, suscritos al amparo de la Ley Reformatoria a la Ley de Hidrocarburos No. 44 de 1993, el Estado recibía en promedio una participación del 20%, mientras que la contratista recibía el 80%. El crudo pertenecía a las empresas privadas en esa proporción.
27 Una parte de estos recursos se distribuiría también a otras comunidades aledañas, según el presidente Correa. De esta manera se trataría de evitar conflictos regionales y seguramente también de asegurar respaldos más amplios a estas actividades extractivistas.
28 Ver la presentación del ministro Wilson Pastor: 10 razones que sustentan la conveniencia para el Estado de la renegociación de los contratos”, sin fecha.
29 El contrato con la compañía Ivanhoe, que opera el campo Pungarayacu, entregado durante el gobierno del presidente Correa, es el único que no fue renegociado. Se trata de un contrato entregado directamente, sin licitación alguna, a pesar de los múltiples cuestionamientos que se hicieron oportunamente.
30 Cuatro son los factores considerados por el gobierno: la amortización de las inversiones realizadas, la amortización de las nuevas inversiones, impuestos y rentabilidad. Es decir 353 millones para sostener la tasa de extracción actual, 852 para incorporar una nueva extracción (en los actuales campos y en nuevas áreas).
31 Al subir el precio base de 20 a 45 dólares por barril promedio, el país perdió 25 dólares por barril. Durante casi tres años, los perjuicios ascenderían a casi mil millones de dólares. No había ninguna justificación para ello. Algo que también fue cuestionado oportunamente. Faltó, no hay duda, una revisión por parte de la legislatura de lo que significaron estos contratos transitorios. Las empresas se beneficiaron de esta situación, que luego se consagró con la ampliación de los plazos contractuales y la liberación de responsabilidades.
32 Recordemos, por ejemplo, que no era conveniente para los intereses nacionales haber permitido la finalización apurada del contrato con Perenco en julio del 2010, cuyo contrato concluía 10 meses más tarde, sin antes haber realizado dicha auditoría. Aquí se cuestionan también los remates de crudo realizados por Petroecuador.
33 Es digna de resaltar la resistencia de la comunidad kichwa de Sarayaku, en la provincia de Pastaza, que logró frenar la actividad petrolera de la Compañía General de Combustibles (CGC) en el bloque 23, que contaba con el respaldo armado del Estado. Basta tener presente los efectos que ha provocado la actividad petrolera en los territorios del norte de la Amazonía ecuatoriana, para entender el grito de Sarayaku: ¡Si quieren nuestra selva, nos tendrán que arrancar con ella!
34 Si se calcula -en forma gruesa- una tarifa promedio de 38 dólares por barril y se la multiplica por los 246 millones de barriles adicionales que se obtendrían, las empresas recibirían más de 9,3 (nueve) mil millones de dólares por sus servicios en el tiempo de actividad que les resta. Las inversiones estimadas bordean los 1,2 mil millones de dólares. El margen de rentabilidad para las empresas, como es fácil observar, no sería nada despreciable.
35 La sociedad espera todavía que se haga una auditoria integral de todos los contratos petroleros de por lo menos los últimos 20 años. Es decir todos los contratos suscritos después de la salida de la Texaco. El gobierno del presidente Rafael Correa, que tuvo la voluntad política para impulsar una auditoría del crédito público (particularmente de la deuda externa comercial) e inclusive de las graves violaciones a los derechos humanos, debería demostrar ahora que puede hacer algo similar en este ámbito. Una comisión creada para tal efecto, con representantes de fuerzas diversas de la sociedad, no contaminadas con las negociaciones petroleras, debería asumir esta histórica tarea. El país requiere una “comisión de la verdad” de las políticas petroleras y sus consecuencias.

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