el oleoducto de crudos pesados (ocp) - uees

FOLLETO DE INVESTIGACIONES N°2

EL OLEODUCTO DE CRUDOS PESADOS (OCP)

*Dr. Econ. Ernesto Arroba Salvador*

CENTRO DE INVESTIGACIONES UNIVERSIDAD DE ESPECIALIDADES ESPIRITU SANTO

GUAY AQUIL, 2000

Reservados los derechos de autor de acuerdo a la Ley de Propiedad Intelectual. Sin embargo la Universidad de Especialidades Espíritu Santo autoriza la reproducción parcial de este Folleto de Investigación # 2, cuando se trate de citas académicas o periodísticas debiendo dar las referencias al autor, titulo de la obra y que se trata de una publicación del Centro de Investigaciones de la Universidad de Especialidades Espíritu Santo.

PALABRAS DEL RECTOR

Para la Universidad de Especialidades Espíritu Santo es satisfactorio contribuir al debate nacional sobre un tema de tanta importancia como es la construcción del Oleoducto de Crudos Pesados, en primer lugar; y la determinación de la mejor alternativa de vía para su construcción, en segundo lugar.

Para cumplir estos objetivos la Universidad Espíritu Santo solicitó al Dr. Ernesto Arroba Salvador, Director de nuestro Centro de Investigaciones, que prepare un informe sobre este tema a fin de darlo a conocer a la nación. El Dr. Arroba es un especializado en economía de petróleo, entrenado en geología económica en la Universidad de Southem Illinois. El Dr. Arroba ha publicado un libro sobre "El Gas del Golfo de Guayaquil" y varios estudios de carácter técnico para instituciones del Estado, habiendo sido consultor de empresas petroleras y editorialista de varios medios de prensa en materia de economía petrolera. La sola lectura de este informe permite evaluar la calidad de trabajo de investigación realizado.

De esta forma, la Universidad de Especialidades Espíritu Santo cumple con la sociedad ecuatoriana entregándole documentos que constituyen material esencial para la toma de decisiones tanto de autoridades como de empresas vinculadas al sector petrolero. En el afán de divulgar esta información, la universidad la hace

disponible a través de su página web http:v;"\\;vlluees.edu.ec en el icono Centro de Investigaciones, desde donde se accede a ésta y anteriores publicaciones.

DR. CARLOS ORTEGA MALDONADO RECTOR DE LA UNIVERSIDAD DE ESPECIALIDADES

ESPÍRITU SANTO

I FOLLETO DE INVESTIGACIONES

ÍNDICE

A. Antecedentes

B. Reservas de petróleo crudo

1. Campos administrados por PETROECUADOR a) Crudos livianos, b) Intermedios, e) Pesados

2. Campos administrados PRIVADAS

a) Crudos livianos, b) Intermedios, e) Pesados

por COMPAÑÍAS

3. Situación del volumen de reservas probadas de crudos pesados en el Ecuador

a) PETROECUADOR b) EMPRESAS PRIVADAS

C. Amortización del costo del oleoducto a) Con inversión de 500 MM. b) Con inversión de 600 MM. e) Con inversión de 800 MM.

D. Valor presente de SOTE acumulando inflación de USA

E. Evaluación de alternativa de vía para el OCP

F. Conclusión

I FOLLETO DE INVESTIGACIONES 2

ANTECEDENTES PARA LA CONSTRUCCIÓN DEL OLEODUCTO DE CRUDOS PESADOS

A. ANTECEDENTES

La necesidad de construir un nuevo oleoducto en el Ecuador es resultado de la plena utilización de la capacidad instalada del actual oleoducto denominado SOTE, el cual fue concebido básicamente para el transporte del crudo liviano. A pesar de las expansiones en la capacidad de transporte que se han efectuado en el SOTE desde su construcción inicial hasta la actualidad, los casi 400,000 barriles por día que puede transportar se encuentran copados con la producción que actualmente fluye por el dueto. A esta situación hay que añadir una circunstancia especial. El petróleo que se transporta desde el sur de la región oriental del Ecuador no tiene las mismas características que el que se encuentra en la región norte y para cuyo transporte fue inicialmente construido.

Si la producción de crudos pesados pudiera ser considerada como un evento temporal en la actividad petrolera del Ecuador, la decisión de construir un oleoducto de crudos pesados sin la menor duda no podría ser considerada como válida. Para poder conocer el tiempo que el Ecuador tiene como probable productor de crudos pesados es imprescindible tomar en consideración algunas variables dentro de las cuales la más significativa es precisar el monto de reservas probadas de crudos pesados. Hay que destacar que el criterio válido para esta evaluación es el de reservas

I~F~O~L~L=E~T~O~D~E~lliNE~~ST~I~G~A=C=IO~NE~S~_~ _______________ 3 J

probadas, es decir, reservas que están IN SITU luego de la perforación y verificación de su existencia. Cualquier otra categoría de reserva, como sería las reservas probables o posibles, no puede constituir un criterio válido para la evaluación.

Hay que recordar que las reservas posibles usan estrictamente métodos de superficie para evaluar condiciones favorables donde pueda acumularse petróleo. En el caso de las probables, estas reservas se logran determinar únicamente luego de haber realizado pruebas de registros de distinta naturaleza en los pozos exploratorios perforados. En consecuencia, para tomar la decisión de inversión no es factible recurrir a estos criterios. El elemento decisivo para este tipo de análisis más utilizado es la reserva probada, pero aún así los economistas utilizan un cuarto criterio que se denomina RER y que se refiere a las Reservas Económicamente Recuperables. De esta forma es factible tener un gran yacimiento ubicado en el Antártico o en una alejada y fangosa zona de la Amazonia que demande cuantiosas inversiones que dificulten y / o imposibiliten la generación de utilidades en función de la tasa de recuperación y de sus costos totales.

El análisis utilizando RER demanda efectuar una apreciación del futuro comportamiento de los precios del barril de crudo de la gravedad API que existe en el yacimiento que se está analizando. Los criterios para evaluar precios corresponden a una evaluación de las empresas que están interesadas en efectuar la inversión para desarrollar los yacimientos en existencia, así como para explorar nuevas zonas que estén consideradas


como probables y posibles. Por 10 tanto, la variable "reservas de crudo" puede ser manejada con mucha liberalidad según sea el deseo de las empresas de ejecutar o no una inversión para desarrollar un yacimiento o un campo. Una vez que la inversión puede ser recuperada mediante la extracción del crudo encontrado en los pozos, si podemos considerar la conveniencia o no de invertir en labores complementarias como es el caso del transporte de crudo.

En el Ecuador existe sólo un gran sistema transecuatoriano para transportar petróleo crudo, pero si existen muchos duetos para movilizar los derivados de la refinación del petróleo hacia determinados centros de consumo. También encontramos en la región oriental, pequeños oleoductos o tuberías de recolección de crudo que mueven el producto desde los yacimientos hasta Lago Agrio para el despacho hacia el puerto petrolero de Balao en la provincia de Esmeraldas.

La situación actual de decidir la inversión en· un nuevo oleoducto de crudos pesados OCP es el resultado de la mezcla de crudo liviano con el crudo pesado, 10 cual ha significado que la tradicional gravedad de entre 27 y 29 grados API que tiene el petróleo del norte se haya deteriorado a 24 grados API, y en otras ocasiones haya llegado a niveles menores de gravedad. Hay que tener presente que el precio del barril del petróleo en el mercado internacional está dado por la gravedad del crudo, y mientras menos es ésta menor es el precio del crudo. Esto significa que el Ecuador ha venido perdiendo los mejores precios como resultado directo de


la mezcla de los dos productos. Al mismo tiempo, los procesos de transformación de la refinería de Esmeraldas que estuvieron inicialmente diseñados para un crudo liviano, se han visto severamente deteriorados en su rendimiento, a tal punto que, del crudo que ingresa a la refmería, sólo se puede obtener un 50% en productos derivados de valor comercial.

La complejidad de los problemas que venimos comentando se traduce en varios cuestionamientos muy concretos:

A. Pérdida de los mejores precios del crudo liviano. B. Deterioro de la tuberia del SOTE por efecto de la

mezcla. C. Deterioro de los sistemas de procesos de la

refineria de Esmeraldas. D. Deterioro de las instalaciones en la refinería de

Esmeraldas. E. Reducción en la tasa de explotación de los crudos

livianos, puesto que no pueden transportarse por ocupar el espacio-tiempo los crudos pesados.

A menudo sin embargo, las personas encargadas de la administración de la política petrolera y algunos gobiernos que han estado al frente de esta actividad, han postergado la decisión de construir un oleoducto de crudos pesados, ya sea porque ha existido un intenso conflicto de intereses, no se ha precisado las caracteristicas ni el procedimiento para contratar y construir este oleoducto, o mas sencillamente porque en unas épocas los ingresos petroleros no 10 han permitido y en otras han sido tan generosos que se ha olvidado el

I FOLLETO DE INVESTIGACIONES 6 I

costo en que incurre el país como resultado de la falta de decisión sobre el tema.

A partir del proceso de do1arización y de las reformas establecidas en la Ley de Transformación Económica conocida como Trole 1, reClen se establece los fundamentos legales para que el gobierno pueda contratar mediante un mecanismo directo los servicios de construcción de un oleoducto de crudos pesados, sin que tenga que incurrir en la inversión que esta obra demanda para su realización. Luego de establecida esta facultad, el gobierno estableció una comisión de notable con el fin de elaborar el reglamento que serviría de norma procesal para la presentación de ofertas por parte de los sectores privados interesados. Al momento se recibieron tres propuestas: 1) De la Willíams aparentemente vinculada con la Williams Brothers, que construyó el SOTE, 2) El consorcio de empresas que están explorando la región de crudos pesados (OCP) y 3) Por parte del Colegio de Ingenieros del Ejército, que se apoya en la constructora nacional Andrade Gutiérrez y PETROBRAS de Brasil. .

De estos tres oferentes, la oferta más baja corresponde al cuerpo de ingenieros con 470 millones de dólares, en segundo lugar la oferta de la Williams con 576 millones de dólares y la del consorcio OCP LTD que alcanzó un valor imprecisable, pero que estaría en el orden de los 700 millones de dólares. Decimos imprecisable porque en una anterior exposición sobre su oferta de construcción hablaban de una inversión de 800 millones de dólares, de los cuales 240 millones provenían de sus propios recursos y el saldo de créditos provenientes de

\ FOLLETO DE INVESTIGACIONES 7 \

la banca internacional. La capacidad de bombeo de las tres ofertas difiere. La Williams propone 290 mil b/pd, el consorcio OCP propone 375 mil bjpd aunque en la anterior exposición propusieron 310 mil prorrateados para cada una de las cinco compañías que integran el consorcio. Finalmente el cuerpo de ingenieros del ejército propone una capacidad de bombeo 434 mil bjpd.

La posición del Cuerpo de Ingenieros del Ejército resulta conflictiva. En primer lugar, tenemos el caso de haberse asociado con una compañía que tiene un litigio pendiente con el Estado, al cual debe reintegrar 23 millones de dólares que fueron concedidos por un reajuste de precios de un contrato anterior.

En segundo lugar, el Cuerpo de Ingenieros del Ejército no ofrece constituir una garantía de seriedad de oferta. En tercer lugar, existiría una violación de los términos de la ley y del reglamento para participar en la oferta. Se trata del planteamiento que evita la financiación directa o indirectamente del Estado ecuatoriano para la construcción del oleoducto. Evidentemente, esta unidad de las Fuerzas Armadas constituye parte del Estado ecuatoriano, por lo que las garantías financieras del ejército tendría que constituirlas el gobierno, yeso es lo que precisamente se ha tratado de evitar.

En cuarto lugar, hay varias instancias de aprobación, y en las últimas debe existir la aprobación del Comando Conjunto de la Fuerzas Armadas en cuanto a temas de seguridad nacional. Esto significa que las F.F.A.A


tendrían un conflicto de intereses al actuar simultáneamente como juez y parte.

B. RESERVAS DE CRUDO DE PETRÓLEO

B.I. CAMPOS ADMINISTRADOS POR PETROECUADOR

En los cuadros a continuación hemos procedido a identificar detalladamente los campos petroleros en producción, enmarcándolos de acuerdo a su gravedad. De esta forma, en el cuadro # 3 se agrupan los campos de una gravedad mayor a 24 grados API, también conocidos como petróleo liviano. La mayor gravedad encontrada en estos yacimientos es de 36 grados que corresponde al campo Bermejo Norte y del yacimiento más grande corresponde al de Sushufindi-Aguarico con 699 mil barriles de petróleo de reserva de una gravedad de 29.9 grados. El total de las reservas de crudo liviano en los campos en explotación a cargo de PETROECUADOR sumó 1672 millones de barriles, estos datos corresponden a la información cortada al 31 de diciembre de 1998 y que reposa en poder de la Dirección Nacional de Hidrocarburos.

En el cuadro # 2 se recogen los datos referentes al petróleo entre 20 y 24 grados API que, para fmes de este análisis, 10 hemos denominado como crudo intermedio puesto que no cae con precisión en la categoría de crudos livianos ni en la crudos pesados. Esta información está cortada a la misma fecha que la anterior y proviene, como el resto de los cuadros al que nos referimos en esta sección, a la Dirección Nacional de Hidrocarburos. El total de esta reserva llega a los 227

1 FOLLETO DE INVESTIGACIONES 9

millones de barriles. El campo de mayor volumen es el Yuturi Edén con más de 90 millones, pero no se encuentra en producción en la actualidad. El crudo más liviano corresponde a Yuca Sur con 24 grados, y el crudo más pesado corresponde a Atacapi con 20.1 grados.

En el cuadro # 1 aparecen los principales campos de crudos pesados en manos de PETROECUADOR. La mayoria de ellos no se encuentra en explotación, precisamente por no existir las facilidades necesarias para el transporte del crudo del oriente hasta la costa. Es ese el caso del campo Ishipingo que cuenta con más 15 millones de barriles y el de Pungayaracu que tiene más de 315 millones y que al mismo tiempo es el crudo más pesado que se ha encontrado en el oriente por parte de PETROECUADOR, ya que tiene sólo lOgrados. El total de reservas probadas en manos de la empresa estatal asciende a 1237 millones de barriles.

FOLLETO DE INVESTIGACIONES

Cuadro # 1

TIPO CNE CNE CNE CNE CNE CNE CNE CNE &NE CP CNE CP CNE CNE CP CNE CP CNE CP CP CP CNE CP CP CP

Punaaravacu Huito Amazonas

CAMPOS ADMINISTRADOS POR PETROECUADOR MENOR A LOS 20 GRADOS API

RESERVAS ESTIMADAS AL 31/DIC/98 BARRILES DE PETROLEO

CAMPO RESERVAS 315686 000

26750000 5610000

ShiriDuno Centro 13420000 Oalna 40600000 Pañacocha 23 S57 000 Dayuno 13100000 Tiputini 12000000 Conambo 33760000 Pindo 19633321 Tambococha 35000000 Auca Este 1906 156 Ishioinao 515000000 Shionayacu 1 190000 Conga Sur 9520881 Marañom 2590000 Puma 13 SS6 319 Danta 24770000 Huachito 1 014016 Palanda 33687762 Armadello 8768238 Cachiyacu 12810000 Culebra-Yulebra-Anaconda 68720499 Singue 2040666 Ocano 1990931 TOTAL DE RESERVAS 1,231,311,191

Fuente: Dirección Nacional de Hidrocarburos Elaborado: Centro de Investigaciones de la Universidad Esplrirtu Santo CP: Campos en Producción CNE: Campos en no Explotación

API 10.00 10.50 11.00 11.00 11.70 11.70 13.00 14.00 14.10 14.20 14.40 14.70 15.40 15.70 15.80 15.80 16.00 17.00 17.10 17.20 17.30 18.30 19.00 19.60 20.00


Cuadro # 2

CAMPOS ADMINISTRADOS POR PETROECUADOR ENTRE 20 A 24 GRADOS API


TIPO CAMPO RESERVAS CP Atacap; 18,443,951 CP Auca Sur 7,341,044 CNE Balsaura 4,260,000 CP limoncocha 15,794,402 CP Conga Norte 5057,615 CP Huamayacu 52528759 CNE Curaray 14,000000 CNE Yuturi eden 90300,000 CP Coca Payamino(54%} 18654,131 CP Yuca Sur 1 453354

TOTAL DE RESERVAS 227,833,256

Fuente: Dirección Nacional de Hidrocarburos Elaborado: Centro de Investigaciones de la Universidad Espírirtu Santo

J

API 20.10 20.10

20.50 21.80 22.00 22.40

22.50 22.50 23.30 24.00


Cuadro # 3 CAMPOS ADMINISTRADOS POR PETROECUADOR

MAYOR A L.OS 24 GRADOS API RESERVAS ESTIMADAS AL 31/DIC/98

BARRILES DE PETROLEO

TIPO CAMPO CP Blguno CP Yuca CP Pef'la Blanca CP Cuvabeno sansak CP Paraíso CP Cononaco CP Auca CNE Primavera CP TIgUino CP WHR CP Rumiyacu CP Sacha CP Pacay CP Tetete-Tapí CP Frontera CP Charapa CP LSJlo Agrio CP Guanta-Dureno CP Shushufindl-Aguarico CP Libertador CP Pucuna CP Chanangue CP Parahuacu CP Bermejo Sur CP Bermeio Norte

TOTAL DE RESERVAS

Fuente: Dirección Nacional de Hidrocarburos Elaborado: Centro de Investigaciones de la Universidad Espírlrtu Santo CP: Campos en Producción CNE: Campos en no Explotación

RESERVAS 611,254

7,190,486 4,987,794

42,303,992 47,201,057 34,633,167

163,554,055 1,500,000

10,912,137 21,922,502

186,409 311,598,917

5,189,587 2,939,960 4,727,429 5,762,931

40,419,371 18824,819

669,838,211 212,863,595

9,488,161 2,379,351

25,620,964 21,196,270

6,823,676 1,672,878,096

API 24.10 24.80 25.50 25,90 26.10 26.30 26.40

26.40 26.50 26.50 26,70 26.80 27.00 27.50 28.30 28.50 29.10 29.70 29.90 30.00 31.20 31.30 31.30 32.60 36.00


B.2. CAMPOS ADMINISTRADOS POR COMPAÑÍAS PRIVADAS

En el cuadro # 6 podemos observar los campos administrados por las compañías privadas que tienen una gravedad mayor a 24 grados. De esa forma se puede observar que sólo hay dos campos que suman 34 millones de barriles los cuales no están en explotación. Esto se debe a que el crudo liviano fue descubierto básicamente por el consorcio Texaco-Gulf, que eventualmente entregó estas reservas a PETROECUADOR, siendo la empresa estatal la propietaria de casi el 98% de las reservas probadas del crudo liviano existentes en el Ecuador.

En el cuadro # 5 tenemos los campos de crudo intermedio con reservas probadas al 31 de diciembre de 1998 y que están siendo administradas por compañías privadas; el total asciende a 473 millones de barriles, de los cuales el yacimiento más grande corresponde a Villano con 188 millones de crudo de 21 grados API. Este campo no se encuentra en explotación.

En el cuadro # 4 tenemos los campos administrados por las compañías privadas por debajo de los 20 grados. Estos yacimientos corresponden a los denominados crudos pesados, de los cuales la gran mayoría se encuentran en explotación. El yacimiento más grande es Awo con 96 millones de barriles de 16.5 grados API. Esta es la reserva básica para el transporte del oleoducto de crudos pesados a la que también se podría añadir el crudo intermedio.

IFOLLETO DE INVESTIGACIONES !

Cuadro #4

CAMPOS ADMINISTRADOS POR COMPAÑíAS PRIVADAS POR DEBAJO DE LOS 20 GRADOS API RESERVAS ESTIMADAS AL 31/DIC/98

BARRILES DE PETRÓLEO

TIPO CAMPO CNE VINITA CP HORMIGUERO CP IRO CP AWO CP TIVACUNO CP SUNKA-WANKE-KUF CP BOGUI-CAPIRON CP DAIW CP GENTA CP NANTU CP TARAPOA CP LOBO CNE ALELUYA

TOTAL DE RESERVAS

Fuente: Dirección Nacional de Hidrocarburos Elaborado: Centro de Investigaciones de la Universidad Espírirtu Santo CP: CAMPOS EN PRODUCCiÓN CNE: CAMPOS EN NO EXPLOTACIÓN

RESERVAS 10,190,000 14,420,000 60630,000 96,290,000 17,590,000

4,150,000 46,640,000 43,950,000 61,450000 14,090,000

670,000 460,000

1,200,000 371,730,000

API 13.70 16.00 16.40 16.50 16.60 17.00 17.70 18.80 18.90 19.00 19.10 19.40 19.70

I FOLLETO DE INVESTIGACIONES ~ ~. --------------------------------------------~ Cuadro # 5

CAMPOS ADMINISTRADOS POR COMPAÑíAS PRIVADAS ENTRE 20 A 24 GRADOS API

TIPO CNE CNE CNE CP CP CNE CP CP CP CP CP CP CP CNE CP

JOAN MORETECOCHA VILLANO FANNY INDLLANA-ITAYA EDEN-YUTURI DORNE JAGUAR


CAMPO

JIVWO-LAGUNA-NAPO LlMONCOCHA MARIANN MONO COCA FAYAMINO ANNE GACELA TOTAL DE RESERVAS

Fuente: Dirección Nacional de Hidrocarburos Elaborado: Centro de Investigaciones de la Universidad Espfrirtu Santo CP: CAMPOS EN PRODUCCIÓN CNE: CAMPOS EN NO EXPLOTACIÓN

RESERVAS 2,600,000 4,000,000

188,000,000 78,260,000 27,260,000 54,400,000 47,230,000

1,320,000 27,090,000 3,960,000 7,130,000 9,020,000

15,890,000 3,000,000 4,410,000

473,670,000

API 20.60 20.80 21.00 21.00 21.00 21.20 21.40 21.70 22.00 22.60 23.10 23.10 23.30 23.50 23.80

[fOLLETO DE INVESTIGACIONES

Cuadro # 6

CAMPOS ADMINISTRADOS POR COMPAÑíAS PRIVADAS MAYOR A LOS 24 GRADOS API

TIPO CNE CNE

TIPISHCA MARIANN

RESERVAS ESTIMADAS AL 311D1C/98 BARRILES DE PETRÓLEO

CAMPO

TOTAL DE RESERVAS

Fuente: Dirección Nacional de Hidrocarburos Elaborado: Centro de Investigaciones de la Universidad Espírirtu Santo CP: CAMPOS EN PRODUCCiÓN CNE: CAMPOS EN NO EXPLOTACIÓN

RESERVAS 13,520,000 21,020,000 34,540,000

API 28.10 28.50


B.3 SITUACIÓN DEL VOLUMEN DE RESERVAS PROBADAS DE CRUDO EN EL ECUADOR a) En esta sección (cuadro #7) aspiramos determinar la

cantidad de volumen de reservas probadas de crudos pesados existentes en el oriente ecuatoriano por compañía estatal y por compañías privadas. La finalidad de este auscultamiento es conocer el posible volumen de transporte que podría ser canalizado con un nuevo oleoducto de crudos pesados; así, por ejemplo, en manos de PETROECUADOR se puede establecer que existe 1237 millones de barriles con gravedad menor a 20 grados y 227 millones entre los 20 y 24 grados API, 10 que suma 1465 millones de barriles.

Si asumimos que esta reserva será agotada en 25 años, tendremos que la producción de barriles de petróleo por año sería de 58 millones que, divididos para· un año de 360 días, nos arrojan un flujo de transporte diario de 162794 barriles. Utilizando un precio de barril, por demás conservador, para todo el periodo de vida del yacimiento que ha sido establecido en $15, con los datos existentes en la actualidad, sólo las reservas de PETROECUADOR pennitirían ingresos por ventas anuales superiores a los 879 millones de dólares.

b) En el cuadro # 8 hemos recolectado una información similar a la clasificada para el cuadro anterior, con la diferencia de que en este caso nos vamos a referir a las reservas probadas de las empresas privadas y, así, tenemos 371 millones para crudos inferiores a 20 grados y de 473 millones para crudos entre 20 y


24 grados API, lo que arroja una reserva probada total de 845 millones de barriles de petróleo. En los 25 años de producción esto permitiría una producción anual de 33.8 millones de barriles por año, lo que significa un flujo diario de 93922 barriles. Calculado este volumen al precio de $15 habría un ingreso superior a los 507 millones de dólares.

Finalmente en el cuadro # 9 tenemos valores para la operación conjunta de PETROECUADOR y las empresas privadas que revelan una reserva total 2310 millones de barriles que, a lo largo de 25 años, permitirian una producción anual superior a los 92 millones de barriles, lo que arroja un flujo de transporte diario de ~56716 barriles, lo que generaría un flujo de ventas anuales de casi 1400 millones de dólares que corresponde a una cifra estimada anual relativamente similar a la que se ha presentado en la actualidad por concepto de las exportaciones de crudo liviano a través del SOTE.

¡poLLETO DE INVESTIGACIONES

Cuadro # 7

SITUACION DEL VOLUMEN DE RESERVAS PROBADAS DE CRUDOS PESADOS EN EL ORIENTE ECUATORIANO

BARRILES DE PETROLEO MENORES A 20° API Y HASTA 24° API AL 31 DE DICIEMBRE DE 1998 SEGÚN REPORTES DE FINES DE 1999

RESERVAS PROBADAS DE CRUDOS PESADOS ADMINISTRADOS POR PETROECUADOR

PETROECUADOR MENOR A 20° API 1,237,311 791 ENTRE 20° A 24° API 227,833,256 TOTAL RESERVAS (25 ANOS) 1,465,145,047 b/p ,.

TOTAL PRODUCCIÓN ANUAL 58,605,802 b/ppa .. Total Reservas I 25 aftos

TOTAL PRODUCCiÓN DIARIA 162,794 b/ppd .. Producción Anual I 360 días

INGRESOS POR VENTAS ANUALES $ 879,087,028 Producción Anual x US$ 15 por barril

Fuente: Dirección Nacional de Hidrocarburos Elaborado: Centro de Investigaciones de la Universidad Espirirtu Santo * b/p == barriles de petr61eo

* b/ppa = barriles de petróleo por año

* b/ppd = barriles de petróleo por dfa

[iOLLETO DE INVESTIGACIONES

Cuadro # 8

SITUACiÓN DEL VOLUMEN DE RESERVAS PROBADAS DE CRUDOS PESADOS EN EL ORIENTE ECUATORIANO

BARRILES DE PETROLEO MENORES A 200 API Y HASTA 240 API AL 31 DE DICIEMBRE DE 1998 SEGÚN REPORTES DE FINES DE 1999

RESERVAS PROBADAS DE CRUDOS PESADOS ADMINISTRADOS POR EMPRESAS PRIVADAS

EMPRESAS PRIVADAS MENOR A 20° API 371,730,000 ENTRE 20° A 24° API 473,570,000 TOTAL RESERVAS (25 AI\JOS) 846,300,000 b/p ...

TOTAL PRODUCCiÓN ANUAL 33,812,000 b/ppa" Total Reservas I 26 años

TOTAL PRODUCCiÓN DIARIA 93,922 b/ppd ...

Producción Anual I 360 días

INGRESOS POR VENTAS ANUALES $ 507,180,000 Producción Anual x US$ 15 por barril

Fuente: Dirección Nacional de Hidrocarburos Elaborado: Centro de Investigaciones de la Universidad Espirirtu Santo * b/p ::: barriles de petróleo

" b/ppa = barriles de petróleo por año

" b/ppd ::= barriles de petróleo por dla

]


Cuadro # 9

SITUACION DEL VOLUMEN DE RESERVAS PROBADAS DE CRUDOS PESADOS EN EL ORIENTE ECUATORIANO

BARRILES DE PETROLEO MENORES A 200 API Y HASTA 240 API AL 31 DE DICIEMBRE DE 1998 SEGÚN REPORTES DE FINES DE 1999

RESERVAS PROBADAS NACIONALES DE CRUDOS PESADOS DEL ECUADOR

RESERVA NACIONAL MENOR A 20° API 1,609,041,791 ENTRE 20° A 24° API 701,403,256 TOTAL RESERVA (25 AÑOS) 2,310,445.047 b~*

TOTAL PRODUCCiÓN ANUAL 92,417,802 b~a* Total Reservas / 25 años

TOTAL PRODUCCiÓN DIARIA 266,716 b/ppd .. Producción Anual/3S0 días

INGRESOS POR VENTAS ANUALES $ 1,386,267,030 Producción Anual x US$ 15 por barril

Fuente: Dirección Nacional de Hidrocarburos Elaborado: Centro de Investigaciones de la Universidad Espírirtu Santo * b/p := barriles de petróleo

* b/ppa == barriles de petróleo por af'io

.. b/ppd ::: barriles de petróleo por dra

1 FOLLETO DE INVESTIGACIONES

C. AMORTIZACIÓN DEL COSTO DEL OLEODUCTO ALGUNOS SUPUESTOS TECNICOS

22

Para efectos de la amortización del costo del oleoducto se han considerado una serie de presunciones, algunas de las cuales se mantienen constantes y otras se las considera sujetas a la variación. Así, por ejemplo, la tasa de interés a la que se va a descontar la inversión del costo del oleoducto se mantiene constante en todos los escenarios y se la ha establecido en el 8%. Es verdad que el costo del capital para una compañía triple "A" el costo puede llegar a 4 o 4.50/0, pero en ténninos generales será dificil obtener un financiamiento en el Ecuador a menos del 80/0. Si la tasa de interés sube sobre el 80/0, los tiempos de pago de la inversión y su amortización se prolongarán.

ESTIMANDO UN COSTO DE INVERSIÓN DE US$500 MILLONES

Se han elaborado cuadros en los que se amortiza un oleoducto de empresas privadas considerando como amortización e interés e~ total de los ingresos posibles anuales obtenidos en los cuadros # 7,8,9, ya que estamos únicamente tratando de establecer en cuantos años el proyecto genera rentas iguales al monto de la inversión más el costo financiero de esa inversión. Esto se lo ha hecho para el caso individual de PETROECUADOR (cuadro # 11) Y para el caso de las empresas privadas (cuadro # 12), así como para un consolidado de las dos empresas (cuadro # 10). En este último se puede establecer que utilizando las reservas


probadas de ambos sectores, público y privado, un oleoducto que demanda una inversión no mayor a 500 millones de dólares tiene un tiempo de pago de la inverslOn menor a 5 años. Sin embargo, si PETROECUADOR invierte 500 millones en base a su sola reserva, le tomaría 8 años y si las empresas privadas hacen su estimativo en base únicamente a sus reservas probadas, les tomaría 21 años.

ESTIMANDO MONTOS DE 600 Y 800 MILLONES DE DÓLARES

En los cuadros # 13, 14 Y 15 se establece un análisis similar al anterior con la única variación de que el costo del oleoducto sube a 600 millones de dólares; en este caso el tiempo de pago con las reservas probadas nacionales sube a 6 años, y si trabajamos sólo con las reservas probadas de PETROECUADOR hablamos de 11 años, y si hablamos de las empresas privadas el tiempo de repago sube a 39 años. Si llegamos a la eventualidad de que el oleoducto demande una inversión de 800 millones de dólares, el tiempo de pago de la inversión con las reservas nacionales llegará a 9 años(Ver cuadro # 16). Si sólo se toman en consideración las reservas de PETROECUADOR (Ver cuadro # 17) tomaría 17 años y si fueran sólo las empresas privadas con sus reservas probadas jamás podrían pagar el oleoducto, ya que en virtud de su ingreso no alcanzarían a cubrir ni los intereses anuales. (Ver cuadro # 18)


¿cuÁL ES EL MONTO DE INVERSIÓN MÁs "RAZONABLE"?

De estos cuadros se desprende que una inversión máxima razonable no debería exceder los 500 millones de dólares. Con los actuales niveles de reserva probada resulta plenamente rentable invertir en la construcción de un oleoducto hasta ese valor, pero no se justifica un valor mayor porque ello pone en nesgo las características de rentabilidad del oleoducto. Por supuesto este análisis también considera como un supuesto válido que el oleoducto es parte del negocio integrado de la exploración, explotación y transporte del crudo desde los yacimientos hasta el punto de embarque al pie del mar.


CUADRO #10

AMORTIZACiÓN DEL COSTO DEL OLEODUCTO CON UNA INVERSiÓN DE US$ 500 MM. AL 8% (TIEMPO DE PAGO)

ANO CAPITAL INTERESES AMORTIZACION SALDO FINAL ANUAL 1 500,000,000 40,000,000 138,626,703 401,373,297 2 401,373,297 32,109,864 138,626,703 294,856,458 3 294,856,458 23,588,517 138,626,703 179,818,271 4 179,818,271 14,385,462 138,626,703 55,577,030 5 55,577,030 4,446,162 60,023,192 -

Fuente: Estimación del autor

Elaboración: Centro de Investigaciones de la UEES

[fOLLETO DE INVESTIGACIONES J

CUADRO #11

AMORTIZACION DEL COSTO DEL OLEODUCTO CON UNA INVERSiÓN DE US$ 500 MM. AL 8% (TIEMPO DE PAGO)

PETROECUADOR

ANO CAPITAL INTERESES AMORTIZACION SALDO FINAL ANUAL 1 500,000,000 40,000,000 87,908,703 452,091,297 2 452,091,297 36,167,304 87,908,703 400,349,898 3 400,349,898 32,027,992 87,908,703 344,469,187 4 344,469,187 27,557,535 87,908,703 284,118,019 5 284,118,019 22,729,441 87,908,703 218,938,757 6 218,938,757 17,515,101 87,908,703 148,545,155 7 148,545,155 11,883,612 87,908,703 72,520,064 8 72,520,064 5,801,605 78,321,669 -




CUADRO #12

AN~O 1 2 3 4 5 6 7 6 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21


EMPRESAS PRIVADAS

CAPITAL INTERESES AMORTIZACION SALDO FINAL ANUAL 500,000,000 40,000,000 50,718,000 489,262,000 489,282,000 39,142,560 50,718,000 477,706,560 477,706560 38,216,525 50,718,000 465,205,085 465,205,085 37,216,407 50,718,000 451,703,492 451,703,492 36,136,279 50,718,000 437,121,771 437,121,771 34,969,742 50,718,000 421,373,513 421,373,513 33,709,881 50,718,000 404,365,394 404,365,394 32,349,231 50,718,000 385,996,625 385,996,625 30,879,730 50,718,000 366,158,355 366,158,355 29,292,668 50,718,000 344,733,023 344733,023 27,578,642 50,718,000 321.593.665 321,593,665 25,727,493 50,718,000 296,603,159 296,603,159 23,728,253 50,718,000 269,613,411 269,613,411 21,569,073 50,718,000 240,464,484 240,464,484 19,237,159 50,718,000 208,983,643 208,983,643 16,718,691 50,718,000 174,964,334 174,984,334 13,998,747 50,718,000 138,265,081 138,265081 11,061.206 50,718,000 98.608,288

98,608.288 7,888,663 50,718,000 55,778,951 55,778,951 4,462,316 50,718,000 9,523,267

9,523,267 761,861 10,285,128 -Fuente: Estimación del autor ElaboracIón: Centro de Investigaciones de la UEES


CUADRO #13


AÑO CAPITAL INTERESES AMORTIZACION SALDO FINAL ANUAL 1 600,000,000 48,000,000 138,626,703 509,373,297 2 509,373,297 40,749,864 138,626,703 411,496,458 3 411 ,496,458 32,919,717 138,626,703 305,789,471 4 305,789,471 24,463,158 138,626,703 191,625,926 5 191,625,926 15,330,074 138,626,703 68,329,297 6 68,329,297 5,466,344 73,795,641 -



[ FOLLETO DE INVESTIGACIONES

CUADRO #14


PETROECUADOR

ANO CAPITAL INTERESES AMORTIZACION SALDO FINAL ANUAL 1 600,000,000 48,000,000 87,908,703 560,091,297 2 560,091,297 44,807,304 87,908,703 516,989,898 3 516,989,898 41,359,192 87,908,703 470,440,387 4 470,440,387 37,635,231 87,908,703 420,166,915 5 420,166,915 33,613,353 87,908,703 365,871,565 6 365,871,565 29,269,725 87,908,703 307,232,587 7 307,232,587 24,578,607 87,908,703 243,902,491 8 243,902,491 19,512,199 87,908,703 175,505,987 9 175,505,987 14,040,479 87,908,703 101,637,763 10 101,637,763 8,131,021 87,908,703 21,860,081 11 21,860,081 1,748,806 23,608,888 -



FOLLETO DE INVESTIGACIONES CUADRO .... "15

ANO 1 2 3 4 5 6 7 8 9 --10 11 12 13 14 15 16 17

18 19 20 21 22 23 24 25 28 27 26 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39

AMORTIZACiÓN DEL. COSTO DEL OLEODUCTO CON UNA INVERSiÓN DE US$ 600 MM. AL 8% (TIEMPO DE PAGlO)

EMPRESAS PRIVADAS

CAPITAL INTERESES -~MORTIZACIO¡¡¡- _SALDO i=IN~~~~-!;;.--600000,000 ---- -48,000 006-r- 50 718,000-- 597282,000 597282,000 47,782560 50718000 594,346560 594,346,560 47,547,725 50 718,000 591,176,285 591 176285 47294 103 50,718000 587752,388 587,752,388 47,020,191 50,718,000 584,054,579 584054579 46724366 50718,000 580060945 580,060,945 - 46,404,876 ____ 5_0,718,00_2_ _ ________ 57_~7..4\~ 575747820 46-059826 50718,000 571 089646 571,089,646 45,687,_~ z:~ 1------ 50,71 8,OO_~ ---- _ 566, O 5 8 '-ª-"'-ª-566058,818 45,284,705 50,718,000 560625523 580,625,523 44,850,042 50 718,000 554,757,565 554,757,565 44,380,605 50,718,000 548,420,170 548420,170 43 B73 614 50718000 541 5757B4 541,575,7B4 43,326063 50,718,000 534,1B3,B47 534 1 B3 B47 42734706 50718000 526,200554

___ 526,_200, ~5_~ 517,57B,599

____ ~2, 096"Q:4~_ 41 408,288

________ ~_º_'_71 8,OO_~ 50 716,000

,- 517,57B,_~9~_ 50B,266,BB7

506266,667 40661 351 50,71 B,OOO 498210236 496210,236 39 B56 B19 50718000 487349,057 487349057 38987,925 50 71 B,OOO 475618,9B1 475,61B,9B1 3B,049,516 50,718,000 462,950,500 .462950500 37036040 50718000 449,26B 539 449,268,539 35,941,483 50,718,000 434492,023 434 492023 34759362 50,71 B 000 41 B,533,3B4 41B,533,3~ i------- 33,4B~,_671 50,718,OO_~ 1-_______ 401,298,05--ª--401 296,055 32 103 B44 50718000 3B2 6B3 900 3B2,6B3,900 30,614712 50,718,000 362580,612 382,560,612 29,006,449 50,71 B,OOO 340,B69,061 340,869,061 27,269,525 50,718000 317,4205B5 317,420,5B5 25,393,647 50,71B 000 292,096,232 292096232 23367699 50,718,000 264,745931 264,745,931 21,179,674 50,718,000 235,207,605 235207,605 1B B16 608 50 71B 000 203306214 203,306,214_ 1-------_~1-ª,264 ,~~ ----- 50,718,000 r--------- _-__ ---1§.B, 8 52,71-1--168852,711 13508,217 50,718000- 131,642,928 131,642,928 10,531 434 50 71B,OOO 91 456,362

91,456,362 7,316,509 50,718,000 48,054,871 48 054 871 3844390 50,718,000 1,181,260

1,181,260 94,501 1,275,761 -Fuent.e: E.stlmaclón de) autor Elol!Ibor-ac'6n: centro de Investigaciones de la. UEES

[FOLLETO DE INVESTIGACIONES

CUADRO #16


ANO CAPITAL INTERESES AMORTIZACION SALDO FINAL ANUAL 1 800,000,000 64,000,000 138,626,703 725,373,297 2 725,373,297 58,029,864 138,626,703 644,776,458 3 644,776,458 51,582,117 138,626,703 557,731,871 4 557,731,871 44,618,550 138,626,703 463,723,718 5 463,723,718 37,097,897 138,626,703 362,194,913 6 362,194,913 28,975,593 138,626,703 252,543,803 7 252,543,803 20,203,504 138,626,703 134,120,604 8 134,120,604 10,729,648 138,626,703 6,223,549 9 6,223,549 497,884 6,721,433 -



IFOLLETODEThNEST_I_G_A_CI_O_NE __ S _______________________________ ~

CUADRO #17


PETROECUADOR

ANO CAPITAL INTEREses AMORTIZACION SALDO FINAL ANUAL 1 800,000,000 64,000,000 87,908,703 776,091,297 2 776,091,297 62,087,304 87,908,703 750,269,898 3 750,269,898 60,021,592 87,908,703 722,382,787 4 722,382,787 57,790,623 87,908,703 692,264,707 5 692,264,707 55,381,177 87,908,703 659,737,180 6 659,737,180 52,778,974 87,908,703 624,607,451 7 624,607,451 49,968,596 87,908,703 586,667,345 8 586,667,345 46,933,388 87,908,703 545,692,029 9 545,692,029 43,655,362 87,908,703 501,438,688 10 501,438,688 40,115,095 87,908,703 453,645,081 11 453,645,081 36,291,606 87,908,703 402,027,984 12 402,027,984 32,162,239 87,908,703 346,281,520 13 346,281,520 27,702,522 87,908,703 286,075,338 14 286,075,338 22,886,027 87,908,703 221 ,052,662 15 221,052,662 17,684,213 87,908,703 150,828,172 16 150,828,172 12,066,254 87,908,703 74,985,723 17 74,985,723 5,998,858 80,984,581 -

Fuente: Estimación del autor Elaboración: Centro de Investigaciones de la UEES

I FOLLETO DE INVESTIGACIONES~ ________________ -------,

CUADRO #18

AÑO 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10


EMPRESAS PRIVADAS

CAPITAL INTERESES AMORTIZACION SALDO FINAL ANUAL 800,000,000 64,000,000 50,718,000 813,282,000 813,282,000 65,062,560 50,718,000 827,626,560 827,626,560 66,210,125 50,718,000 843,118,685 843,118,685 67,449,495 50,718,000 859,850,180 859,850,180 68,788,014 50,718,000 877,920,194 877,920,194 70,233,616 50,718,000 897,435,809 897,435,809 71,794865 50718,000 918512,674 918,512,674 73,481 014 50,718,000 941,275,688 941,275,688 75,302,055 50,718,000 965,859,743 965,859,743 77,268,779 50,718,000 992,410,523

Fuente: Estimación del autor Elaboración: Centro de Investigaciones de la UEES

No se puede amortizar ese valor de manera constante, ya que los intereses que se pagan superan el valor amotizado anualmente


D. VALOR PRESENTE DE SOTE ACUMUlANDO INFLACIÓN DE USA

Para confirmar el valor justo y razonable al que correspondería comprar una nueva tubería transandina a mediados del año 2000, hemos procedido a tomar el valor inicial de la construcción del SOTE en 1970 cuando alcanzó la suma de 120 millones de dólares. De ahí hemos procedido a calcular el valor con la inflación anual acumulada a 10 largo de los últimos 30 años tomando el porcentaje de inflación reportados por el Banco de la Reserva Federal de los Estados Unidos. De esta información se ha podido establecer que los 120 millones de dólares a mayo del 2000, sólo por efectos de la inflación requerirían de 441 millones de dólares para comprar exactamente 10 mismo en dólares de 1970. Adicionalmente en una compra actual hay un componente tecnológico que vendría añadido a las características que se habrían usado 30 años atrás (Ver cuadro # 20).

E. EVALUACIÓN DE ALTERNATIVA DE v1A PARA EL OCP

Se han presentado 5 alternativas para la construcción del OCP. No se ha especificado si el gobierno tiene preferencia por alguna de las vías factibles, pero en vista de que la decisión de construir debe ser tomada por la empresa privada que haya sido autorizada para el efecto, ésta deberá encontrar la ruta más barata y que al mismo tiempo sea la más eficiente a fin de obtener los más altos rendimientos.

¡ FOLLETO DE INVESTIGACIONES 35

La primera vía es paralela al SOTE como se puede observar en el cuadro adjunto. Nace en Lago Agrio y recorre 498 km. hasta Balao. Se beneficia de una posible operación conjunta con el oleoducto existente.

La segunda vía se desvía por el norte de Quito a fin de evitar las zonas pobladas aledañas al SOTE. Es 27 km. más corta que la anterior, pero requiere adquirir 170 km. de derecho de vía.

La tercera vía igual que las anteriores nace en Lago Agrio y próxima a la frontera con Colombia, va desde la Bonita, San Gabriel, Mira hasta llegar a Vainillita; atraviesa reservas ecológicas y comunidades indígenas. Es de dificil acceso y su proximidad con la guerrilla colombiana la convierte en insegura.

La cuarta vía sale de Sacha y, atravesando un parque nacional y una reserva ecológica, así como comunidades indígenas, cruza por el centro del país hacia la costa pudiendo desembocar en Esmeraldas o en Pedernales.

La quinta ruta sale de Sacha para continuar hacia Tena pasando por Ambato, Guaranda, Babahoyo, el norte de Guayaquil para concluir en la península de Santa Elena, en la Libertad o en Monteverde. Su recorrido es 630 km. Requiere adquirir más de 500 km. de derecho de vía.


Estas 5 alternativas son evaluadas de acuerdo a 6 criterios como se puede establecer en el cuadro # 19, en que se ha calificado cada uno de estos criterios de 1 a 5, siendo 1 el puntaje más alto como se explica en la escala adjunta. En lo que se refiere a los criterios de evaluación, estos son entendidos de la siguiente manera:

a) Seguridad El riesgo de lesionar la integridad física del oleoducto es un factor de inseguridad. Por lo tanto el más seguro es el que menos posibilidades de lesión funcional tiene en virtud de las cinco alternativas antes mencionadas.

b) Impacto ambiental La vía que cruza por parques nacionales o por reservas ecológicas, por comunidades indígenas, por zonas vírgenes o por suelos de características especiales corriendo el riesgo de deteriorarlos o desequilibrar el balance ecológico, es la vía con más alto costo ambiental.

e) Técnicos Se refiere a la existencia de una infraestructura adecuada de servicios complementarios tanto en materia de rutas de acceso, facilidad de instalaciones y obras navieras que faciliten la carga del crudo en buques de transporte.

d) Plazo de construcción Es el tiempo que demora construir el oleoducto y se desglosa en dos componentes: los preliminares que son los estudios ambientales, ingeniería básica, etc.; y la construcción propiamente dicha, restricciones en el derecho


de vía, dificultades en las vías de acceso, trazado de vía, etc.

e) El monto de la inversión Se refiere a la cuantía del valor requerido para la construcción del oleoducto hasta el momento que sea operativa. Se estima que Quito norte puede ser más barato que Santa Elena -Guayas en virtud del kilometraje. En nuestro cuadro de evaluación hemos dado el mismo valor a este rubro siempre y cuando se mantenga un tope de inversión de 500 millones de dólares, ya que si se llega a inversiones en el orden de los 800 millones o superiores habrá dificultades en la recuperación de la inversión.

J] El impacto socioeconómico Entendemos esta variable como el incremento en el nivel de vida de una región geográfica que se ve directamente afectada de manera positiva por el paso del oleoducto en la región. Esta variable resulta altamente positiva para la mayor parte del callejón interandino y para Guayas que cuenta con la mayor' población provincial del país.

De acuerdo a estos criterios la selección que nos parece justa que el gobierno deba fomentar es la que atraviesa la región interandina y desemboca en la península de Santa Elena. Esta quinta alternativa nos arroja el puntaje total más bajo lo que nos permite identificarla como equiparable con la alternativa de Quito norte pero con la diferencia de que tonificaría con los beneficios de la renta petrolera a nuevas regiones de la República del Ecuador.


CUADRO # 19

EVALUACION DE UBICACION GEOGRAFICA POR PUNTAJE ALTERNATIVAS DE VIA DEL Ocp

Impacto Plazo en meses Inversión Tope Impacto

Seguridad Ambiental Técnicos construcclon (O) de US$500 (B) Socloeconomlco

Paral.lo Norte Quito Norte Frontera SOCO

Terminal Guayas

Escala

Seguridad Impacto ambiental Técnicos

Notas

3 3 2 4 1 1

5 4 5 2 5 4

1 1 (A) 3

1 = mas ~eguro 1 = menor dalle amb'lental 1 =menos problemas técnicos

p.;¡ SI 58 cambia la renta para evitar cruce por el Parque Nacional Llanganates

2 1 5 2 1 4 4 1 3

3 1 2

5 1 1

Plazo de construcción 1= mas rápido Inversión 1= más barato Impacto socioeconómico 1 = mayor población beneficiada

B) Se establece un tope a la inversión autorizada a depreciación a US$ 500 millones de d61ares en linea recta del 10% de ingresos por ventas anuales, Cualquier Inversión en exceso no será aceptada por el Gobl&rno Nacional para depreciaci6n en amortización de los ingresos esperados del proyecto de producción ni del transporte durante la vida ótll (25 .nos) de estos proyectos,

C) El puntaje más bajo es la mejor opción de construcci6n del oleoducto

D) Cualquier ajuste por &xt&nsI6n de kilometraje se calculará al valor nato presente del dólar/ldl6metro invertido en el oleoducto construido por WKliam Sros, Ver valor presente dal costo del SOTE en Cuadro N'20

El Nueva catagorla de análisis

Fuente: OCP consideraciones para la selección de la ruta, Elaboración: Centro de Investigaciones

puntaJe (E) Total (e)

16

13

22 17

12

[FOLLETO DE INVESTIGACIONES CUADRO #20

VALOR NETO PRESENTE ACUMULADO DE INFLACION DOLARIZADA DE ESTADOS UNIDOS DEL COSTO DE

CONSTRUCCION DEL SOTE (120,000,000)

VALOR INICIAL+ Aí'io CAPITAL INFLACION INFLACION ANUAL

ANUAL ACUMULADA 1970 120000000 2.1 122520000 1971 122520,000 1.3 124112760 1972 124 112760 1.4 125850339 1973 125850339 3.7 130506 801 1974 130506 801 5.7 137945689 1975 137945689 3.6 142911 734 1976 142911 734 2.7 146 770,350 1977 146770350 3.9 152494394 1978 152494,394 5.6 161034 080 1979 161 034080 9.0 175527147 1980 175527147 9.6 192377754 1981 192377754 7.7 207190841 1982 207190841 3.6 214649711 1983 214,649711 3.7 222591,750 1984 222591 750 4.0 231495420 1985 231495420 4.0 240755237

~~86 240755237 1.2 243644300 1987 243644300 4.9 255582870 1988 255582870 5.1 268617597 1989 268617597 5.6 283660182 1990 283660182 ~ 305502,016 1991 305502016 4.1 318027599 1992 318027599 4.0 330748703 1993 330748703 3.9 343647902 1994 343647902 3.9 357050171 1995 357,050171 3.8 370618077 1996 370618077 5.1 389519599 1997 389519599 2.7 400,036 628 1998 400036628 2.6 410437580 1999 410437580 4.4 428496 834

2000IMayo 428496834 3.0 441,351739

Fuente: Base de datos FREO del Banco de la Reserva Federal de San Luis EEUU. Series no ajustadas con datos desde 1.970 - Mayo del 2.000

Elabo .. aclón: Centro de InvestigacIones

1 FOLLETO DE INVESTIGACIONES 40

F. CONCLUSIONES

De los datos recolectados en este estudio se pueden enfrentar criterios técnicos sobre la forma de decidir la construcción de un nuevo oleoducto de crudos pesados. Pretender establecer una competencia de empresas privadas en la construcción del OCP, no es un criterio ideológico de fomento al mercado sino más bien el llevar a una postura dogmática una situación que no se justifica en el Ecuador. La información contenida en este folleto revela que si emprende la construcción de dos oleoductos dos empresas privadas o una privada y una semi-estatal o una empresa privada y otra estatal, ninguna de las dos podrá operar rentablemente con las reservas existentes y que sólo podria sobrevivir aquel oleoducto que cobre una tarifa más baja.

La decisión de cobrar una tarifa baja depende directamente del monto de la inversión y de su amortización hasta en un porcentaje estimado del 70%, dejando el 30% restante para cubrir gastos operativos, gastos de mantenimiento y obtener una rentabilidad aceptable que no podrá ser menor a un 8% anual. Si el Estado ecuatoriano permite dos construcciones con el fin de fomentar la competencia tenemos serias dudas de que existan empresas privadas interesadas en proporcionar un servicio que no requiere dos empresas sino sólo una porque no hay mercado para dos.

Ciertamente la decisión de autorizar la construcción deja la responsabilidad del financiamiento y administración en manos de la empresa interesada, relevando al Estado de todo el aspecto empresarial


vinculado con la construcción y administración del oleoducto, y esa desvinculación sí es altamente positiva. Permitirá al Estado ecuatoriano destinar los beneficios del petróleo a la atención de problemas sociales, educacionales, viales, y otros. Los sectores de la milicia que, como el Cuerpo de Ingenieros del Ejército, quieren asumir labores empresariales deberán abstenerse de continuar en sus funciones castrenses para así poder organizar empresas privadas que no comprometan al Estado en sus operaciones. Cierto también es que si el Estado decidiera construir el oleoducto la entidad para hacerlo seria PETROECUADOR, que podria subcontratar fases de la obra con terceros. Pero ese no es el caso.

El Estado si debe establecer una directriz orientadora sobre la vía que deberá seguir el oleoducto. El Estado también deberá definir las normas contables y financieras que se aplicarán para la determinación de la tarifa que se cobrará por el transporte de cada banil de petróleo. El Estado está en total obligación de definir claramente las normas que se aplicarán para respetar el balance ecológico de las zonas geográficas que atraviese la vía del oleoducto. Al hacerlo sólo estará cumpliendo con disposiciones establecidas en la ley. El Estado está también en la obligación de proporcionar las garantías necesarias para dar seguridades a la integridad física del oleoducto; en esta función las Fuerzas Armadas sí deben cumplir un papel trascendental.

Finalmente, creemos que lo importante en estos momentos para el Ecuador es concretar definitivamente la construcción del oleoducto de crudos pesados que por diversos motivos ha sido pospuesto en varias ocasiones.


Por lo tanto, si no se trata de que el gobierno a través del Ministerio de Energía deba escoger una alternativa sino únicamente otorgar la autorización para que trabajen todos los interesados, no debe postergarse ni un día más la concesión de esa autorización.

BmUOGRAFiA

Bierman, Harold Jr. And Srnidt, Seymor, "The Capital Budgeting Decision". McMillan Publishing Co.

Roberto Centeno, "Economía del Petróleo y Gas Natural". Editorial Tecnos, Madrid 1974.

Lovejoy, Wallace F. and Homan, Paul T. "Methods of Estimating Reserv of erude Oil, Natural Gas and Natural Gas Liguids". John Hopkins University Press, 1965.

"Reportes de Plataforma". Dirección Nacional de Hidrocarburos 1998-1999, Quito - Ecuador.

http://\vv\''\\'.aec.c~/opcrateI1J1tl. bus.'shtmi

11ttp:iiw\v"w.techint.com!spa/Cjuehuce/pnncobricoleoduc.htm

YPF Ecuador Inc. hnp:/!\vw\v.vpfcom

[FOLLETO DE INVESTIGACIONES

ERNESTO ARROBA SALVADOR: EVENTOS DESTACADOS

• Se graduó con la primera antigüedad en la "Academia Naval Almirante Illingworth" en 1967

• Estudió en Northwestem University y recibió su titulo de Economista y Sociólogo (B.A) en 1970 por la Eastern Illinois University, donde estudió becado por el estado de Illinoís.

• Obtuvo su primera Maestria en Sociología en 1972 en la misma universidad, becado por la Escuela de Posgrado.

• Su segunda Maestria en Economía Agrícola, la obtuvo en 1974 en Southern Illinois University, becado por la H. Junta Monetaria del Banco Central del Ecuador.

• La tercera Maestría en Economía Geológica en 1975 en la misma universidad, becado por la H. Junta Monetaria del Banco Central del Ecuador.

• Recibió su doctorado (D.Litt) en Economía en la U. de San Clemente en Australia en 1995.


• El Dr. Arroba se inició como supervisor de investigaciones económicas del Banco Central del Ecuador, habiendo colaborado en los departamentos de petróleo, de bolsa de valores, de papeles fiduciarios, de organización y métodos, etc. Es autor del libro "El Gas del Golfo de Guayaquil" y de un estudio de Tributación Petrolera denominado "A two sector model for oil production in developing area.s".

• El Economista Ernesto Arroba, fundó el Centro de Investigaciones de la Universidad Católica, del cual fue su primer director, donde fue profesor de Economía por más de 12 años

• Ha sido profesor en la U. T. de Machala, en la U. de Guayaquil, y, es profesor Emeritus de la Universidad de Especialidades Espíritu Santo desde el año 1994 donde adicionalmente ejerce la función de Director del Centro de Investigaciones.

• Es editor y propietario de El Reporte Económico, Presidente de Consultora Para el Desarrollo, autor de 10 libros de la serie Coyuntura Económica que cubren 25 años de economía ecuatoriana. Es Editor del Cuaderno de Investigación de la UEES.

• En su carrera profesional ha prestado servicios para algunas de las siguientes instituciones: Banco Central del Ecuador,

44


varios bancos privados, Gobernación de la Provincia del Guayas, Ministerio de Agricultura, FODUR Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana, Diners Club del Ecuador, ENSA, Mecanos SAC, Oleica S.A., Inversiones SOYR, Fedesarrollo, Fundación Juan Montalvo, etc.

45

RUTAS ALTERNATIVAS PARA EL OLEODUCTO DE CRUDOS PESADOS OCP

iXJLOMOIA ARí'A& fWOrt'GlOA$ ACWAifS

"'q",,"""""""",,,,,,~,,,,,,.,,,,,,,,, ~ •• "",H

""''''''''''''"'''''' ·cf""",,·l'~ """"",,'_~"'''' .k"'"lW""¡"" "", ... ,,,,",,,-,,,--~,".,,,,,,,,">',q<d ~-..,

"""V~'_""''''

,""''''''>~-..,,, '.' '::::::;Z::·~::::;·:·;·;~~.g. " -'" 'j ""'"""Lw..~·,,,,é'»,,,,,,

'.' _"""''"'''''''*'''(''''''\'1'''' " ",%", n k"""'"",v (,,,,,,,",,,,, , ".-c, ,\ ,,,,,,,,,,,,,,~w,,Y"""'''_ MI1_ 'p ",",... <', ,_ ",N' ">""''''' , ' _" tw;;- e ,,_,o r~

, -""",',-,,,(,,,-,,«> " _"""",W'":,w.,,-.,,,,,,"_-~· lt ~;1~"'" '-;h? __ "Y' :. "_,_~_"",,_W<l"WW., " _",~ '_ Jt,,,,,,,,,~'" """"', """ " """", .. P~"","'"

.---'.

'>,t,-'"''''_,':Ad",,'''

'" ",,' '"". "'*' '" +:::W ..... .,....... 'c."".",, 1'- O

Trabajo impreso en los talleres de la Universidad de Especialidades Espíritu Santo.- Octubre del 2.000

el oleoducto de crudos pesados (ocp) - uees

Documents