Esto de los costos de producción en la extracción de crudo en la industria petrolera es un tema tabú, ya que pocas personas conocen de lo que se trata y de su incidencia.
Lo que sí se puede afirmar con toda seguridad es que su alteración tiene grandes implicaciones en la economía. Así, si ese costo se modifica en solamente 1 dólar, el país pierde o gana alrededor de USD 200 millones anuales, que es el número de barriles que se extrae por año aproximadamente.
¿Qué es el costo de producción en la extracción de crudo (C.P.)? Es el costo en dólares por la extracción o producción de un barril del hidrocarburo. El C.P. tiene básicamente 2 componentes: el de operación o el de la extracción propiamente dicha y el de la amortización de las inversiones para ese efecto, que normalmente se lo hace para un período de 10 años. Las variaciones de los 2 componentes tienen una diferencia pequeña. El primero, el de operación, cada año, su oscilación depende de la variación-depreciación del dólar, mientras que el de las amortizaciones varía en función del aumento o disminución de las inversiones, pero valoradas en su décima parte, al ser amortizadas en los 10 años señalados.
Así, en diciembre del 2006[1], a pocos días de la posesión del primer gobierno de Rafael Correa, el costo de producción para ese año en Petroproducción (que a la época era la filial de Petroecuador encargada de la exploración y explotación petrolera) llegaba a los USD 7,74/barril, correspondiente a la suma de los 2 componentes ya indicados: el de operación, que fue de USD 6,17 más el de las amortización de las inversiones, que fue de USD 1,57/b.
En agosto del 2007, Wilson Pástor, gerente de Petroamazonas (en ese entonces filial transitoria de Petroecuador, creada para el manejo de los campos petroleros de la Occidental expulsada del país, declaraba que los C.P. en el bloque 15 (que operaba Oxy) eran de $6,79/b[2]. Estos 2 valores, muy similares, nos servirán para el análisis que viene a continuación.
A mediados del 2010 se inicia a manipular los datos de los costos de producción y los perjuicios se inician con la suscripción de los nuevos contratos con las petroleras privadas que tenían hasta entonces, verdaderas concesiones a través de los contratos denominados de Participación, donde el Estado y las compañías., tenían una participación fija, que en promedio eran 20 y 80% respectivamente. Luego se cambiaron a los contratos denominados de Prestación, pero, el gran pero es que modificaron los CP de las petroleras hacia arriba, una verdadera coalisión de gobierno-petroleras para beneficiar a éstas últimas.
¿Por qué “arreglaron” los nuevos CP?; pues porque en la nueva modalidad de contratos de Prestación de servicios el Estado se comprometió a pagar una tarifa a las petroleras en dólares por barril; tarifa en la que se incorporó como uno de sus 2 componentes precisamente al Costo de Producción (evidentemente el más importante); siendo el segundo componente el de la utilidad razonable, con lo cual las petroleras ya no corrían riesgo y, por ende, tenían (tienen) un negocio seguro. Si artificiosamente la petrolera estatal sube su C.P. las tarifas con las privadas también suben, en perjuicio del Estado; aunque al parecer, en el 2010, cuando se inició este “desbarajuste” hubo un “acuerdo” entre las partes, como síntoma de la corrupción generalizada en estos 10 años de Robos Ciudadanos.
El 31 de octubre de 2011 Petroecuador y PDVSA de Venezuela firman un contrato modificatorio al que ya tenían en la explotación de Sacha. El costo por barril baja de USD 7,81 a USD 5,41 pero (lo cual es comprensible, pues se trata de uno de los campos grandes, cuyo CP tiene que estar por debajo del promedio de Petroecuador), paradójicamente suben la tarifa a USD 17,8 por barril extraído [3]; es decir, lo estrictamente necesario para beneficiar al capital extranjero, en este caso, al venezolano, pero existe, sin embargo, un denominador común, los CP, todavía similares. Como podemos apreciar, ya se comienza a manipular cifras y valores.
Más tarde, el 31 de enero 2012, se firman nuevos contratos con petroleras privadas para incrementar la producción de los campos denominados “maduros”, que no son otra cosa que los campos petroleros más grandes, antiguos, que datan de los años 70, es decir, de los inicios de la explotación petrolera en la Amazonía. Y se inició toda una oleada en el resto de campos, sean grandes, medianos o pequeños, para incrementar la extracción; es decir se entregó al gran capital la casi totalidad de la extracción petrolera… PROEZA no lograda por ninguno de los gobiernos abiertamente declarados de derecha como Febres Cordero, Durán Ballén, etc., mientras Correa declaraba a los 4 vientos ser de izquierda, socialista… ¡el cinismo en su máxima expresión!
Se definió entonces una tarifa para ese crudo incremental, es decir, para los barriles de aumento a la producción “normal”, que fue una verdadera farsa, pues ese incremento bien lo podía realizar la estatal con trabajos técnicos sencillos e inversiones pequeñas. Pero claro, fue el mejor pretexto para iniciar la privatización de la extracción petrolera en el Ecuador. Así se les dio otro beneficio a las petroleras a las que se contrató:tarifas sobrevaloradas, con valores por encima de los $30 el barril.
De pronto, en 2013, desaparece Petroproducción y se crea una nueva Petroamazonas (ex filial transitoria de Petroecuador y, heredera de la Oxy) como empresa (EP) aparte de Petroecuador (que desde ese año se encarga de la refinación, comercialización y transporte), y se hace cargo de toda la exploración y explotación petrolera estatal, que antes manejaba Petroproducción, pero con 2 particularidades muy reveladoras:
- De Operadora directa, se convirtió realmente en una intermediaria, pues la exploración que antes (cuando era filial transitoria de Petroecuador) estaba tercerizada, la continuó y acentuó y exactamente igual hizo con la extracción, que también la continuó y consolidó; y,
- los costos de producción se elevaron vertiginosamente.
Estos costos recién salen a la luz a inicios del año 2017 con el Reporte gerencial de Petroamazonas del 2016, en el que se hace mención de esos costos en el 2013 hasta el 2016.
Así, los C.P. fueron de USD 28.91/b en el 2013; USD 29.28/b en el 2014; USD 21.56/b en 2015 y, USD 19.87/b en el año 2016, según el Reporte gerencial de Petroamazonas -EP del 2016[4].
¿Por qué motivo subieron vertiginosamente los costos en más de 300%, en apenas 2 años (desde fines del 2011 hasta el 2013)?
¿Por los costos de extracción? No! pues estos valores se han mantenido estables, si comparamos los del 2006 con los del 2015. Así, El Comercio del 26 de junio del 2015[5] reseñaba: “El costo operativo por barril de Petroamazonas-EP es USD 8,50… proyectado para el 2015…”
¿Sería por el monto de las inversiones que subió?, no, tampoco.
Decíamos en líneas anteriores que en la desaparecida Petroproducción las inversiones se amortizaban en un período de 10 años. Sin embargo, asumiendo, en el supuesto no consentido, que el total del presupuesto de Petroamazonas va a inversiones para debitarlo, no en 10 años sino solamente en 1 año, tampoco tienen sustento esos valores presentados por lo siguiente: estos presupuestos fueron bastante similares en el 2013 (USD 3.548 millones) y el 2015, USD 3.533 millones). Pero cuando comparamos los C.P. se constata una diferencia notable: USD 28,91 y USD 21,56, para los años 2013 y 2015, respectivamente, una diferencia de USD 7,35/b, equivalente a un 34%.
Es decir presupuestos similares, pero con costos de producción muy diferentes. Es menester señalar que no se dispone de datos oficiales de los C.P. del 2012… ¿año del agujero negro?