OCP: 500 kilómetros de desencanto

El Oleoducto de Crudos Pesados y su impacto en la economía ecuatoriana

Alberto Segovia^*

I. INTRODUCCION

Cuando se inició el “boom petrolero” en el Ecuador, a principio de los años 70, rápidamente se extendió la idea de que nuestro país era poseedor de una inmensa riqueza hidrocarburífera, lo que hizo que muchas empresa transnacionales confluyeran a operar en la amazonía con la esperanza de encontrar yacimientos similares a los descubiertos por Texaco y Gulf a partir de 1967. El gobierno ecuatoriano tuvo que hacer, entonces, grandes esfuerzos para regular la actividad petrolera, para evitar el ingreso de capital especulativo y para procurar que el país obtenga los máximos beneficios de la exploración y explotación de este recurso natural no renovable.

Estas circunstancias, configuraron el caldo de cultivo apropiado para la formación de tres grandes corrientes de opinión sobre la manera como debía concebirse y ejecutarse una política petrolera por parte del Estado, corrientes que hoy en día se encuentran en plena vigencia. La primera plantea que las reservas de crudo deben ser explotadas de inmediato y con los ingresos que generen emprender en el desarrollo económico y social del país; la segunda, que esta riqueza no pertenece únicamente a la presente generación y, por lo mismo, debe ser producida con moderación para permitir que también sea aprovechada por los ecuatorianos del futuro; finalmente, la tercera corriente considera que los dos criterios anteriores pueden ser conciliados y que mediante una explotación técnica y racional del petróleo es posible obtener recursos suficientes para acelerar el desarrollo y el bienestar de la población, y, además, garantizar una vida y comportamiento normales de los yacimientos a efectos de que el Ecuador pueda seguir siendo productor y exportador de crudo en forma sostenible.

Cuando se analiza la historia petrolera de nuestro país, se puede observar como ésta ha estado influenciada periódicamente por cada una de estas tres corrientes de opinión. Ha habido lapsos en que manejando cifras de grandes reservas petroleras se han creado expectativas de considerable magnitud, se ha dado apertura total a la inversión en el sector y se ha elevado sustancialmente la producción de crudo en los campos ya descubierto, aunque no se hayan hecho descubrimientos importantes de nuevos yacimientos. Luego de comprobarse que ciertas áreas consideradas prospectivas no han arrojado los resultados esperados, se ha retornado a las políticas conservadoras en que se ha dado prioridad a los controles rigurosos por parte del Estado y a la exigencia de que las empresas interesadas en invertir en la búsqueda y explotación de hidrocarburos lo hagan en áreas nuevas para lograr un real incremento de reservas y obtener una mayor producción sin sacrificar los grandes campos que opera PETROECUADOR, que son los únicos que se han mantenido por largo tiempo garantizando el flujo permanente de ingresos para el erario nacional.

Así mismo, dentro de estas dos corrientes, sistemáticamente ha tratado de crear su propio espacio la tercera, procurando el aporte de la inversión extranjera y privada en general, sin descuidar la inversión estatal en un área tan importante y sensible de la economía; motivando que los grandes proyectos se sustenten sobre bases técnicas y demuestren tener viabilidad económica; que los campos petroleros se exploten asegurando el retorno de la inversión y una rentabilidad razonable para quienes arriesgan su capital en tareas exploratorias, pero que garanticen también un beneficio para el país que es el dueño del recurso; y, principalmente, tratando que la política del sector sea una política de Estado, que tenga continuidad en el tiempo, que propenda a lograr los mejores ingresos para el Ecuador durante el mayor tiempo posible de la explotación de su riqueza hidrocarburífera, mediante acciones debidamente concebidas, adecuadamente planificadas y técnicamente sustentadas, dentro de un marco jurídico estable que genere confianza y atraiga a la inversión productiva.

Aún no es posible hacer un juicio objetivo e imparcial sobre los resultados obtenidos con la aplicación de cada una de las corrientes de opinión arriba expuestas, porque éstas continúan activas en el sector y son defendidas con mucha pasión por quienes las promueven. Habrá que esperar avanzar una mayor distancia a lo largo del tiempo para poder juzgar con amplia perspectiva lo que ha significado para el país cada una de las políticas implantadas y las circunstancias en que estas fueron concebidas y llevadas a la práctica.

Sin embargo, para contribuir a que el juicio futuro de la historia sea lo más justo posible, es imprescindible que las acciones del presente sean ejecutadas con toda transparencia, conocidas por todos los sectores del país y conservadas en la memoria institucional y nacional dentro del marco técnico, económico y jurídico pertinente. Este es el propósito del presente trabajo, que analiza una de las acciones de mayor relevancia en la actualidad, cual es la puesta en marcha de la construcción y operación del oleoducto de crudos pesados, OCP.

La importancia de este proyecto se refleja en el volumen de las inversiones anunciadas, en las oportunidades de empleo y la utilización de servicios nacionales ofrecidas, en las expectativas de incremento de reservas de crudo pesado por parte de las empresas promotoras del nuevo ducto y de crudo liviano por parte de PETROECUADOR, y, en la gran cantidad de recursos que generaría la producción y transporte de tales reservas. Todos estos aspectos son aquí analizados con la ayuda de abundantes documentos y publicaciones que fundamentan las referencias históricas y los hechos y datos recientes que se han citado, partiendo de los antecedentes del proyecto, los procesos precontractual y contractual, pasando por el contenido del contrato, el impacto económico esperado y finalizando con la exposición de algunas consideraciones tendientes a que la ejecución y operación de esta obra cumplan con la finalidad de contribuir de manera efectiva al desarrollo y crecimiento económico y social del país.

2. LA HISTORIA DE LOS PROYECTOS DE CONSTRUCCIÓN DE UN NUEVO OLEODUCTO

En marzo de 1994, el Gobierno de entonces convocó a un proceso licitatorio para ampliar el sistema de oleoducto transecuatoriano, SOTE, de 325 mil barriles a 450 mil barriles por día (MBD), mediante la construcción de un oleoducto paralelo al existente, con capacidad de 125 MBD y un tramo adicional, entre Villano y Baeza, para transportar el petróleo producido en el suroriente, con un caudal de 80 MBD. El proyecto completo de ampliación incluía la concesión del SOTE por un lapso de 12 años y la construcción de carreteras y facilidades para la operación y alñmacenamiento a un costo estimado de 600 millones de dólares.

A más del consorcio EITO liderado por Nerón, otros dos se mostraron abiertamente interesados en la ejecución de este proyecto: Techint – Odebrecht e Ica – Tripetrol, los que por cerca de dos años defendieron sus propuestas. Sin embargo, el primero no se ajustó a las bases de la licitación y dejó en blanco el formulario relacionado con las tarifas de transporte para posterior negociación con PETROECUADOR, y, el segundo, tenía una oferta más cara en alrededor de US $ 100 millones.

En vista de que tales circunstancias dificultaban la toma de decisión por parte del Comité Especial de Licitaciones (CEL) de PETROECUADOR, y a que diversas organizaciones sociales del país, entre ellas los trabajadores petroleros¹, demostraron públicamente su oposición al proyecto, la licitación se declaró desierta en noviembre de 1995.

Inmediatamente después de esta fallida licitación, el presidente de Tripetrol, propuso una solución rápida para el transporte de petróleo ecuatoriano por oleoductos principales². Tomando en consideración que el país tenía crudo, en su mayor parte pesado, y que éste debía ser producido y transportado, planteó la necesidad de que se construya un oleoducto por parte de las empresas privadas, para lo que el Gobierno únicamente debía dar la autorización para emprender la obra.

Fue así como, a mediados de 1996, el gobierno que culminaba su mandato en esa época recibió la solicitud de las empresas Techint y Tripetrol para construir por su propia cuenta un nuevo sistema de transporte de petróleo. El Ministro de Energía de aquel gobierno desechó la propuesta porque consideró que comprometía a la empresa estatal PETROECUADOR a que evacue parte de su crudo por el nuevo oleoducto, con lo que debía dejar de utilizar parcialmente la capacidad del Sistema de Oleoducto Transecuatoriano, SOTE, que para ese entonces ya había tratado de ser optimizado mediante un proceso de concesión que no llegó a culminarse.³

El gobierno de agosto de 1996 - febrero de 1997 consideró que constituía un riesgo la optimización de la capacidad del SOTE debido al largo tiempo de funcionamiento que registraba, por lo que optó por declarar proyecto de prioridad nacional la construcción de un Sistema de Oleoducto Centro Oriente, SOCO, que debería tener “...una capacidad de transporte autorizada por el Ministerio de Energía y Minas, de 216.000 barriles por día (bpd) desde la estación Sacha y de 246.000 barriles por día desde la Estación de Sarayacu, hasta el Terminal de Balao, de petróleo crudo de densidad de 18 grados API, 1.000 SSU, a 125 grados Farenheit, a través de una tubería de acero de calidad API - SL - X65. Además, el SOCO estará en capacidad de transportar petróleo crudo mayor o igual a 16 grados API.”.⁴

El proyecto del SOCO se pensó implementar rápidamente. Así, al poco tiempo de iniciado el nuevo gobierno, el Comando Conjunto de las Fuerzas Armadas y el Procurador General de la Nación emitieron informes favorables a la propuesta de construcción hecha por un consorcio constituido por Odebrecht, Enron, Techint y Williams Brothers. No obstante, debido a que la adjudicación de la obra no se había realizado mediante un proceso licitatorio, a que el Estado estaba garantizando transportar su petróleo a través del nuevo oleoducto, y a que las reservas petroleras probadas no justificaban el funcionamiento de dos sistemas de transporte, las autoridades energéticas se vieron obligadas a rectificar el procedimiento y a resolver que se licite públicamente la obra.⁵

El gobierno interino que se inició en febrero de 1997 consideró viables tanto la optimización del SOTE como la construcción de un nuevo oleoducto para crudos pesados, OCP. Para el caso de la optimización, el Directorio de PETROECUADOR aprobó el proyecto mediante Resolución N° 034 - DIR - 97 de 2 de julio de 1997, el mismo que consistía en lo siguiente: ⁶

1. Incremento de la capacidad de transporte del SOTE a 410.000 barriles a un costo de US $ 81 millones.

2. Ampliación de la capacidad de almacenamiento, mediante la construcción de dos tanques de 250.000 barriles cada uno en Lago Agrio y tres tanques de 516.000 barriles cada uno en Balao, a un costo de US $ 20 millones.

3. Ampliación de la capacidad de amarre de carga de buques tanques de 100.000 a 250.000 toneladas de peso muerto en el terminal de Balao, mediante el remplazo de la Monoboya respectiva, a un costo de US $ 20 millones.

Para el financiamiento de esta obra se consideraron cuatro alternativas: i) endeudamiento externo a través de la CAF o mediante la emisión de bonos, ii) créditos de proveedores, iii) fondos presupuestarios y iv) la inversión conjunta entre PETROECUADOR y las productoras privadas, las mismas que harían un anticipo de las tarifas de transporte que debían pagar en el futuro por evacuar su crudo a través del SOTE optimizado.

En cuanto a la construcción del OCP, las autoridades del sector decidieron que este proyecto debía tener estrecha relación con la exploración adicional y la explotación del eje estructural Ishpingo - Tambococha - Tiputini - Imuya (ITTI), el cual presentaba un volumen de reservas probadas y probables de alrededor de 720 millones de barriles y un potencial de producción de 110 mil barriles por día. La construcción del OCP se calculaba en US $ 400 millones y la explotación del campo en alrededor de US $ 1.200 millones.

A fines de 1997, una nueva administración de PETROECUADOR consideró necesario revisar los proyectos de transporte de hidrocarburos por oleoductos. Con este propósito hizo un nuevo planteamiento al Directorio de la empresa estatal para que en vez de optimizar el SOTE a su máxima capacidad únicamente se lo amplíe para que pueda transportar el crudo liviano de PETROPRODUCCION y simultáneamente se adelanten las acciones para construir un nuevo oleoducto de crudos pesados para evacuar el petróleo que producen las empresas privadas en la Amazonía.

En un primer momento el Directorio de PETROECUADOR, mediante Resolución N° 050 - DIR - 97 de 16 de diciembre de 1997, ratificó la decisión de optimizar el SOTE a 410.000 barriles de capacidad, incluyendo la modalidad de transporte por batcheo (bombeo alternado de crudos livianos y pesados), y hasta por un monto de 164 millones de dólares. Para el efecto, autorizó al Presidente Ejecutivo para que declare la emergencia y contrate la obra con el Cuerpo de Ingenieros del Ejército. Así mismo, consideró como alternativa de financiamiento la emisión de bonos del Estado hasta por un monto de 50 millones, un crédito de la CAF o un crédito de proveedores u oferentes.

Esta resolución del Directorio de la empresa estatal no llegó a concretarse y por lo mismo no se cumplió con el objetivo de optimizar el oleoducto existente para que pueda transportar por batcheo tanto el petróleo liviano de PETROPRODUCCION como el pesado de las empresas privadas, de manera que el promedio de bombeo mensual sea de 410 mil barriles de un crudo de 24.4 °API. Esto se debió a que la administración de PETROECUADOR, en su lugar, continuó insistiendo en que era más conveniente ampliar únicamente el SOTE en 70 mil barriles para que pueda transportar crudo liviano, a un costo aproximado de 100 millones de US dólares y, por otro lado, construir de inmediato el OCP.

Elevados estos criterios al Directorio de la empresa estatal, el 4 de marzo de 1998, este órgano aprobó la construcción del nuevo oleoducto de crudos pesados, OCP, bajo la modalidad BOT (Construcción, Operación y Transferencia), procurando que la transferencia al Estado se realice en el menor tiempo posible.⁷ De esta manera, se mantenían oficialmente tanto la optimización del SOTE, mediante contrato entre PETROECUADOR y el Cuerpo de Ingenieros del Ejército, así como la construcción del nuevo oleoducto para crudos pesados con la participación de la empresa privada.

Debe anotarse, sin embargo, que el 29 de junio de 1998, el Presidente Ejecutivo de PETROECUADOR, con Oficio N° 424 - G - OTE - 98, presentó a los miembros del Directorio otro análisis de la situación del transporte del petróleo crudo de la región oriental a la costa ecuatoriana, en el cual volvió a recomendar la ampliación del SOTE en 70.000 barriles a un costo de US $ 100 millones, en vez de su optimización que incluía el batcheo, y, la construcción de un nuevo oleoducto para crudos pesados, OCP, de 150.000 barriles de capacidad a un costo de 400 millones de US dólares, a cuenta y riesgo de la empresa privada, haciendo énfasis en que, de decidirse por estos dos proyectos, era “...importante establecer claramente dos aspectos: 1. Definir las áreas de barrido para cada oleoducto; y 2. Definir que el petróleo crudo de propiedad de PETROECUADOR, incluyendo las participaciones en los diferentes contratos con compañías privadas, mientras haya capacidad en el SOTE ampliado, éste será transportado por el SOTE.

3. PROCESOS PRECONTRACTUAL Y CONTRACTUAL DEL OCP

3.1 La ampliación del SOTE y el proceso precontractual del OCP

El Gobierno que asumió en agosto de 1998, acogió los dos últimos proyectos de transporte de crudo delineados en junio de ese año por la Presidencia Ejecutiva de PETROECUADOR, los mismos que fueron incluidos en su “Estrategia de la Industria Petrolera hasta el año 2025” presentada en un documento elaborado entre mayo y agosto de 1999.

En cuanto a la ampliación del SOTE, el 17 de diciembre de 1998 se suscribió entre PETROECUADOR y la compañía ARCO Oriente Inc. una carta de intención para aumentar la capacidad total de transporte de 330 mil barriles por día a aproximadamente 390 mil barriles, para un crudo de 24.5°API y a 420 mil barriles para un crudo de 28°API.

Para cumplir con la obligación que contrajo la empresa estatal en este proyecto, su Consejo de Administración, mediante Resolución N° 356 - CAD - 99 del 19 de octubre de 1999, decidió “Autorizar la ampliación del Convenio Temporal del SOTE con la compañía YPF, en virtud del cual el monto se eleva a US $ 13’440.000, a fin de cubrir las necesidades de la ampliación del SOTE en lo relacionado a la Inspección Interna, Instrumentación, Suministro de Equipos y Construcción para la parte correspondiente a PETROECUADOR dentro de la ampliación del SOTE.”.⁸

Esta obra concluyó el 24 de junio de 2000 y, de acuerdo con datos publicados, tuvo un costo de 57 millones de US dólares, de los cuales la empresa ARCO financió 32 millones, Repsol - YPF contribuyó con 19 millones y PETROECUADOR aportó directamente 6 millones.⁹

En lo referente a la Construcción del OCP, este oleoducto fue concebido inicialmente por las nuevas autoridades energéticas con una capacidad mínima de 250 mil barriles diarios y una máxima de 300 mil barriles. “Una tarifa de US $ 1.08/Bl permite amortizar una inversión hipotética de US $ 702 millones (valor estimado para el OCP, con una capacidad de 250.000 Bls/d), a una tasa interna de retorno del 15%. Si se añaden US $ 1.02/Bl para cubrir costos operacionales, el oleoducto pudiera operar con una tarifa total de US $ 2.10/Bl.”.¹⁰

Por su parte las empresas privadas en un principio proyectaron una capacidad comprometida de 290.000 barriles por día, distribuida entre los miembros que integrarían el Consorcio, de la siguiente manera: Alberta Energy Company, 80.000 bls; Agip, 40.000 bls; Kerr McGee, 20.000 bls; Occidental, 50.000 bls; y, Repsol - YPF, 100.000 bls. La inversión que estimaron para la obra fue de US $ 700 millones y la tarifa de US $ 1.60 por barril, pues consideraron que si ésta era superior a US $ 2.00 por barril, el proyecto era económicamente cuestionable.¹¹

3.2 El inicio del proceso contractual

El primer paso para concretar la construcción del OCP se dio el 11 de marzo de 1999 cuando se firmó el “MEMORANDUM DE ENTENDIMIENTO PARA LA CONSTRUCCION DE UN OLEODUCTO PRIVADO ENTRE EL GOBIERNO DE LA REPUBLICA DEL ECUADOR Y ARCO ORIENTE, INC., ORYX ECUADOR ENERGY COMPANY LTD., OCCIDENTAL DEL ECUADOR, INC., ORYX ECUADOR ENERGY COMPANY E YPF ECUADOR, INC.”. Según este documento, las compañías que lo suscribieron ratificaron su intención, expresada al Gobierno Nacional en carta de septiembre 3 de 1998, de estudiar la construcción del OCP mediante la realización de la ingeniería básica y los análisis de factibilidad técnica, económica y financiera para determinar la viabilidad del proyecto.

Por su parte, el Ministro de Energía y Minas, en representación del Gobierno, se comprometió, entre otras cosas, a cooperar con las compañías y a “...hacer todo esfuerzo razonable bajo su control para restablecer un clima estable de inversión en el sector hidrocarburífero que permita el desarrollo, financiamiento y la implementación del Proyecto, con el objetivo de que se construya al mínimo costo y con la máxima eficiencia.”. Además, el Gobierno debía obtener la reforma de las disposiciones legales con respecto del transporte de hidrocarburos por oleoductos privados a fin de que tanto la celebración de contratos con los potenciales usuarios como la fijación de las tarifas por el servicio sean de exclusiva responsabilidad de las compañías.

Las reformas legales empezaron a concretarse el 13 de marzo del año 2000, cuando se publicó en el Suplemento del Registro Oficial N° 34 la Ley N° 2000 - 4 para la Transformación Económica del Ecuador y posteriormente, el 31 de marzo del mismo año, cuando se publicó en el Suplemento del Registro Oficial N° 48 la Ley N° 2000 - 10, en las cuales, entre otros aspectos, se reformaba el Art. 3 de la Ley de Hidrocarburos y se establecía que el transporte por oleoductos, poliductos y gasoductos así como la refinación, industrialización, almacenamiento y comercialización de hidrocarburos serán realizados por PETROECUADOR o por empresas nacionales o extranjeras de reconocida competencia en esas actividades, legalmente establecidas en el país, asumiendo la responsabilidad y riesgos exclusivos de su inversión y sin comprometer recursos públicos.¹²

La Ley N° 2000 - 4 del 13 de marzo modificó, además, los artículos 62 y 64 de la Ley de Hidrocarburos que tienen relación con la fijación de tarifas y el acceso al transporte por ductos privados. A su vez, la Ley 2000-10 de 31 de marzo, introdujo la metodología para la amortización de las inversiones y la transferencia de estos ductos al Estado.

Con este marco legal, el 19 de julio de 2000, el Presidente de la República expidió el “Reglamento para la Construcción y Operación de Ductos Principales Privados para el Transporte de Hidrocarburos”, y al día siguiente, el 20 de julio, el Ministro de Energía y

Cuadro N° 1

CARACTERÍSTICAS DE LOS PROYECTOS PROPUESTOS PARA EL OCP
Parámetros del Sistema	OCP Ltd.	William’s	CEE
Características del Crudo a ser transportado	18 – 24 grados API	18 grados API	19.8 grados API
Capacidad de Transporte Sostenible	310.000 BPD Baeza – Esmeraldas 270.000 BPD Lago – Baeza	310.000 BPD	290.000 BPD
Caudal de Diseño de Terminal de Carga a Buques	120.000 barriles por hora	120.000 barriles por hora	679.000 barriles por día
Longitud de Ruta (Km.)	503	498	405
Capacidad de Almacenamiento (BBL) en Lago Agrio	750.000 neta, 849.000 nominal, en tres tanques de techo flotante, doble capa	750.000 neta, 849.000 aprox. nominal en tres tanques de techo flotante, doble capa	1.300.000 aprox. neta, 1.500.000 nominal, en seis tanques de techo flotante.
Lugares de Recepción del Crudo	Lago Agrio y Baeza	Lago Agrio y Baeza, este último con una capacidad de almacenaje de 67.000 BBL	Solo Lago Agrio
Capacidad de Almacenamiento en Esmeraldas (BBL)	2.700.000 neto, 3.050.000 nominal, en 5 tanques de techo flotante (Balao)	2.700.000 neto, 3.050.000 aprox. nominal, en 5 tanques de techo flotante (Balao)	2.200.000 aprox. neto, 2.500.000 nominal en 5 tanques de techo flotante (Vainilla)
Estaciones de Bombeo	5, ubicadas en Lago Agrio, Lumbaqui, Salado, Baeza y Papallacta	5, en Lago Agrio, Lumbaqui, Salado, Baeza y Papallacta	6, en Lago Agrio la primera y entre Lago Agrio y San Gabriel las 5 restantes.
Estaciones Reductoras de Presión	2, en Tandayapa y Maldonado	3, entre Quito y Quinindé	5, entre San Gabriel y Alto Tambo
Sistema de Boyas de Amarre de Buques Tanque	Dos sistemas de boyas, para buques de 130.000 y 250.000 DWT. Estiman cargar un buque en 25 horas	Dos sistemas monopolios de carga, para buques de hasta 250.000 DWT	Una monoboya con sistema de atracadero de punto único, para buques de 150.000 DWT. Estiman cargar un Buque en 36 horas
Plazos de Ejecución del Proyecto	20 meses contados a partir de la Autorización de Construcción	22.5 meses contados a partir de la Autorización de Construcción	Aunque el CEE no lo establece con precisión ni en su solicitud ni en las respuestas a la consulta formulada por la Comisión, el plazo para el inicio de transporte a partir de la Autorización de Construcción sería de 24 meses según interpretación de la Comisión, plazo sujeto a confirmación por parte del CEE

NOTA:

Resumen elaborado en base a los cuadros del Informe Técnico de la Comisión de Análisis y Evaluación. Septiembre 25 de 2000.

Minas, en cadena nacional de televisión, invitó a las compañías nacionales y extranjeras a que presenten sus propuestas para construir el OCP.¹³ De acuerdo con la Disposición Transitoria del Reglamento expedido, las solicitudes para construir el nuevo oleoducto debían presentarse “...dentro del término de 30 días, contados desde la fecha de la invitación del Ministro de Energía y Minas.”.

Fue así como la última semana de agosto del 2000, tres solicitudes de autorización para construir el OCP fueron presentadas por la compañía Williams, el consorcio OCP Ltd. y el Cuerpo de Ingenieros del Ejército, las mismas que se abrieron oficial y públicamente el 1 de septiembre.

3.3 Análisis y evaluación de las solicitudes

Para el análisis de la documentación adjunta a las solicitudes de autorización, el Ministro del ramo, en atención a lo que establece el Reglamento en su Art. 8, conformó una comisión de tres miembros con la finalidad de que estudien los aspectos técnicos, económicos y legales. Esta comisión presentó su informe el 25 de septiembre de 2000, y en él incluyeron criterios y datos comparativos de los proyectos de los tres solicitantes, los que se consignan de manera resumida en el Cuadro N° 1.

Como puede apreciarse, los tres proyectos presentados eran diferentes, tanto en lo relacionado con la longitud del oleoducto, su ruta, calidad del crudo a transportarse y plazos de ejecución, como en sus términos económicos. Todo esto contribuyó a que los presupuestos también sean distintos, y que el valor de algunos rubros tengan que ser asumidos para efectos de un adecuado análisis comparativo. (Cuadro N° 2).

Cuadro N° 2

Presupuesto asumido para el análisis. (en US$ millones)
	OCP Ltd.	William's	CEE.
Presupuesto de construcción	593,5	544,8	470
Gerenciamiento e inspección	24	19,5**	18,9**
Adquisición de tierras	46,3	37,6**	36,5**
Financiamiento de la construcción	75,2	61,1	59,3**
Contingencias	36,4	30,1**	70,5*
Impuestos	123,6	100	97,5**
TOTAL	899	793,1	752,7
* 15% del presupuesto de construcción, tal como se señala en la solicitud.
** valores asumidos para fines de análisis.
Fuente: Informe de la Comisión de Análisis y Evaluación. Septiembre 25 de 2000.

Un aspecto importante en la evaluación constituyó la tarifa de transporte propuesta por cada participante, toda vez que sería la única fuente de ingresos que permitiría a quien ejecute el proyecto obtener una tasa interna de retorno y amortizar la inversión en el tiempo previsto.

Para el caso de OCP Ltd., este consorcio presentó la siguiente formula de cálculo de la tarifa a usuarios iniciales sujetos a contratos de transporte ship or pay (transporte o pague) durante 15 años¹⁴:

InicialCC : Cargo de Capital para cada período contractual i del término del Ship or pay

SDTi : Servicio de Deuda Total incluyendo intereses, amortizaciones y costos relacionados para cada período i.

EC : Total de Costos de Capital del OCP incurridos para alcanzar la finalización del Proyecto, menos el monto de la deuda del Proyecto.

FVi : Factor de volumen para cada período contractual i del término del Ship or pay, el que equivale al 100% de los compromisos volumétricos de Ship or pay, ajustados por distancia y viscosidad.

Ri : Factor igual a 1.18 (1 + Tasa de retorno)

n : Número de períodos contractuales del término del Ship or pay.

La OCP Ltd. planteó, además, que el Estado tendría un trato preferencial, aunque no discriminatorio, para utilizar la capacidad de transporte del oleoducto y en el caso de terceros, la tarifa sería de libre contratación. Propuso, también, que entregaría al Estado una participación de US $ 0.05 por barril transportado durante los 20 años de período de dominio del proyecto, lo que hacía que la tarifa efectiva par el crudo del Estado sea 14% menor a la tarifa que se establezca para los usuarios privados.

La Williams, por su parte, presentó una tarifa para el primer año de entre US $ 1.5 y 1.6 por barril que luego variaría de año a año dependiendo de la inflación y del plan de cancelación de deuda. Así mismo, ofreció una participación para el Estado de US $ 5 millones anuales, con lo que convertía a la tarifa de transporte para el crudo estatal en un 15% menor a la tarifa que se aplicaría a los usuarios privados.

En lo referente al Cuerpo de Ingenieros del Ejército, según el informe de la Comisión, esta entidad relacionó la tarifa a la plena capacidad del oleoducto y estimó que en forma aproximada sería de US $ 1.5 por barril, aunque en el Anexo 10, de condiciones de la oferta, manifestó que la tarifa final podría ser determinada una vez que se hayan cumplido los pasos descritos en el Plan General de la Inversión.

3.4 Conclusiones de la Comisión de Análisis y Evaluación

Las conclusiones de la Comisión de Análisis y Evaluación constan en el numeral 7 del informe y dicen textualmente lo siguiente:

“7. Conclusiones

1. La Comisión ha evaluado y analizado, de conformidad con el Art. 8 del Decreto 592, la documentación presentada por los solicitantes, tanto en la solicitud inicial como en las respuestas e información posteriormente presentadas, en aplicación del tercer inciso de la citada norma reglamentaria, al sólo efecto de establecer la adecuación de las solicitudes a los aspectos legales, técnicos y económicos previstos por el marco legal aplicable, que se identifica con la introducción al informe legal. Sobre esta base, la Comisión se ha limitado, de conformidad con el Decreto 592, a establecer si la o las solicitantes son o no aptas para construir y operar el ducto principal propuesto tanto en los aspectos legales cuanto financieros, técnicos y operativos.

2. La empresa “OLEODUCTO DE CRUDOS PESADOS OCP LIMITED” tiene idoneidad legal y capacidad económica, técnica y operativa para construir y operar el ducto principal privado propuesto, y su solicitud cumple con la Ley y el Decreto 592.

3. La empresa “THE WILLIAMS COMPANIES” tiene idoneidad legal y capacidad económica, técnica y operativa para construir y operar el ducto principal privado propuesto, y su solicitud cumple con la Ley y el Decreto 592.

4. “EL CUERPO DE INGENIEROS DEL EJERCITO” no tiene aptitud legal para ser beneficiario de una autorización directa, y suscribir con el Estado un contrato para la construcción y operación de un oleoducto, en los términos previstos por el Art. 3, reformado, de la Ley de Hidrocarburos. Adicionalmente, y haciendo abstracción de esta limitación legal, el CEE no ha demostrado capacidad económica, técnica ni operativa para la construcción y operación del ducto principal privado propuesto.

5. La Comisión estima que no es su función pronunciarse sobre los aspectos de las solicitudes que, de ser autorizadas, serán objeto de negociación contractual, etapa en la cual no le corresponde intervención alguna, y que es de responsabilidad exclusiva de las autoridades competentes.”

3.5 La autorización, el retiro de la Williams y la firma del contrato

Una vez emitido el informe de la Comisión y expedido el dictamen del Comando Conjunto de las Fuerzas Armadas, el Ministro de Energía y Minas elevó su informe al Presidente de la República, quien procedió a autorizar a las dos empresas, OCP Ltd. y Williams, para que inicien las negociaciones tendientes a concretar la construcción del nuevo Oleoducto de Crudos Pesados, lo que fue oficializado mediante ceremonia realizada en el Palacio Nacional el 16 de noviembre de 2000 y la publicación de la autorización en el Registro Oficial N° 210 de 23 de noviembre de 2000.

Luego de un corto período de negociación, la empresa Williams no logró concretar con las empresas productoras de petróleo el compromiso para que éstas utilicen el oleoducto que propuso construir. La razón era evidente, el Art. 3 del Reglamento para la construcción y operación del ducto había permitido a las productoras participar en el proceso de construcción, para lo que conformaron el Consorcio OCP Ltd., y una vez que éste recibió la autorización para iniciar las negociaciones respectivas, no había ninguna posibilidad de que comprometan el transporte de su crudo con otro constructor y operador. Por el contrario, el consorcio conformado, en aplicación del Art. 21 del mismo reglamento, negoció los convenios de transporte con las compañías que formaban parte de él y así lo hizo constar posteriormente en el contrato.

Fue por ello que el 7 de diciembre de 2000, la empresa Williams dirigió una carta al Presidente de la República, indicándole que suspendía el trámite de su solicitud y se retiraba del proceso de negociación, aunque estaría dispuesta a reiniciarlo si es que el Gobierno Nacional no llegaba a un acuerdo con la OCP Ltd.¹⁵

Despejado de esta manera el camino, únicamente el consorcio de las productoras continuó las negociaciones con el Ministro de Energía y Minas, entre diciembre de 2000 y enero de 2001; y, una vez que el Procurador General del Estado emitió su informe favorable, el Contrato de Autorización para la Construcción del Oleoducto de Crudos Pesados fue firmado el 15 de febrero de 2001.

4. LOS TERMINOS DEL CONTRATO PARA LA CONSTRUCCCION Y OPERACIÓN DEL OCP

4.1 Las partes contratantes

El “Contrato para la construcción y Operación del Oleoducto de Crudos Pesados y Prestación del Servicio Público de Transporte de hidrocarburos” fue celebrado entre el Estado ecuatoriano, representado por el Ministro de Energía y Minas, y la Compañía Oleoducto de Crudos Pesados (OCP) Ecuador S.A., sociedad anónima de nacionalidad ecuatoriana domiciliada en la ciudad de Quito, subsidiaria de OCP Ltd., constituida para cumplir con el mandato del respectivo Decreto de Autorización expedido por el Presidente de la República.

El capital pagado de esta compañía es de US $ 55 millones, el mismo que es mantenido por la matriz que está conformada por las empresas descritas en el Cuadro N° 3, con sus respectivas nacionalidades y porcentajes de participación.¹⁶

Según la cláusula 3.2 del Contrato, la Compañía por su cuenta y riesgo diseñará, construirá y operará el oleoducto sin comprometer recursos públicos. Es decir, el Estado no se ha comprometido de manera alguna a invertir, a garantizar créditos o a asegurar la rentabilidad del negocio.

En cuanto al plazo, éste empieza en la fecha de vigencia del Contrato y termina cuando la inversión haya sido íntegramente amortizada, “...esto es al cumplirse veinte años a contarse desde la fecha de inicio del Período de Operación...”, aunque se contemplan extensiones por razones de Fuerza Mayor o para amortizar inversiones adicionales debidamente autorizadas.¹⁷

4.2 Características técnicas de la obra

4.2.1 Capacidad de transporte.

El oleoducto de crudos pesados, OCP, tendrá dos segmentos: i) Segmento Uno, Lago Agrio - Baeza, que transportará todos los crudos del centro y norte del Oriente; y, ii) Segmento Dos, Baeza - Balao, donde se introducen al sistema los crudos del oeste de la Amazonía, particularmente los de la empresa Agip (ex - Arco). Un esquema de la ruta del OCP y de los principales puntos que atraviesa se tiene en la Figura 1.

El Segmento Uno tendrá una capacidad pico de 471.3 miles de barriles por día, aunque normalmente trabajará con un volumen sostenible diario de 410 mil barriles. El Segmento Dos tendrá una capacidad pico de 517.3 miles de barriles por día, aunque su funcionamiento normal será con 450 mil barriles diarios.

Si bien estas capacidades están relacionadas con el transporte de un crudo de 18 grados API, el contrato prevé un rango de calidad que alcanza hasta los 24 grados, y, en la práctica, este oleoducto podrá transportar con mayor facilidad cualquier petróleo de gravedad media y liviano. Además, se contempla calentar el crudo bombeado a una temperatura máxima de 176 grados Farenheit a efectos de limitar las pérdidas de carga del fluido y aumentar la eficiencia de los sistemas de bombeo.

Figura 1.- Ruta del OCP (Tomado de Amazon Watch, Alerta de Mega Proyectos, junio/01)

3. Componentes del OCP

Los principales componentes de este oleoducto principal privado son:¹⁸

1. Parque de tanques de recepción de petróleo en Lago Agrio, denominado también Terminal de Crudo Amazonas, contendrá 4 tanques de 300 mil barriles de capacidad cada uno, es decir, tendrá una capacidad total de 1’200.000 barriles.

2. Estación de bombeo de cabecera en Lago Agrio. Estará ubicada a una altura de 300 m y de ella parte un tramo de tubería de 30 pulgadas. Estará constituida por un sistema de bombeo de alimentación (bombas booster) desde los tanques de recepción hacia las bombas principales y por un sistema de medición del petróleo que se despachará al oleoducto troncal.

3. Oleoducto de alta presión Lago Agrio - Balao. Se iniciará en el parque de recepción de Lago Agrio y terminará en el parque de tanques de almacenamiento de Balao (Esmeraldas), tendrá una longitud aproximada de 500 Km. y su tubería será de acero API SL - X70 de diámetros de 24, 28, 30 y 36 pulgadas.

4. Estaciones intermedias de bombeo. Estarán ubicadas en Cayagama (Altura: 955 metros), Sardinas (Altura:1803 metros) y en Páramo (Altura: 2976 metros). Cada una de estas estaciones constará de unidades de bombeo principales, sistemas de almacenamiento y circulación del combustible para las unidades de bombeo, del gasoil y del lubricante para los motores diesel, sistema de calentamiento del petróleo a transportar por el oleoducto, sistema de control, comunicaciones y SCADA, sistema de captación, tratamiento y distribución de aguas crudas y potables, entre otros.

5. Sistema de inyección al oleoducto troncal en Baeza. Este será el segundo centro de recepción de petróleo y contará con los sistemas de bombeo necesarios para introducir el petróleo en el oleoducto troncal.

6. Estaciones reductoras de Presión. Estarán ubicadas en Chigüilpe (Altura: 2115 metros) y en Puerto Quito (Altura: 804 metros). En el sector de Chigüilpe, parroquia de Mindo, se utilizará el cable carril para construir el oleoducto y minimizar los impactos ambientales.

Cada una de estas estaciones tendrá sistemas de reducción de presión montados en skid, sistemas de alivio de presión, barriles de lanzamiento y recepción, sistema de recolección de drenaje de petróleo, almacenamiento y re - inyección al oleoducto, así como los otros sistemas de control, comunicaciones e infraestructura disponibles en las estaciones de bombeo.

7. Parque de tanques de almacenamiento ubicado en Balao, denominado también Terminal y Playa de Tanques de Balao, constará de 5 tanques metálicos de 750.000 barriles de petróleo cada uno, esto es, una capacidad operacional neta de 3’750.000 barriles.

Además, tendrá todos los sistemas necesarios para la medición de flujo de entrada a la playa de tanques, control, comunicaciones y SCADA, así como la infraestructura básica para su operación y mantenimiento.

8. Terminal marítimo de carga de buques petroleros. Está constituido por dos líneas que conectan la playa de tanques a los conductos submarinos y a través de éstos a los buques; y, dos subsistemas de boyas de amarre de buques petroleros, uno para unidades de hasta 130.000 toneladas de peso muerto (DWT) y el otro para 250.000 DWT.

9. Sistema SCADA (Supervisory, Control and Data Adquisition), comunicación y detección de pérdidas. Servirá para registrar la información y conservarla en caso de que falle cualquiera de los componentes.

Habrá un centro de control principal en Lago Agrio y otro de control de emergencias en Balao. Así mismo, habrá un terminal SCADA en Quito para monitorear el oleoducto y seis sistemas de control en las estaciones de bombeo y reductoras de presión.

El Sistema SCADA incluye los equipos de control de estaciones de bombeo y válvulas de bloqueo así como los sistemas de telecomunicaciones y medición fiscal, entre otros.

Un Sistema de Cable de Fibra Optica (SCFO) se instalará conjuntamente con el oleoducto e incluirá aproximadamente 500 kilómetros de 12 fibras unifilares de cable dieléctrico, estaciones booster, protección del cable y materiales para la conexión con el sistema de comunicaciones.

4.3 Presupuesto del OCP

El proyecto de construcción del OCP incluye los costos de ingeniería (63.4%), gestión del proyecto (2.1%), adquisición de terrenos (1.4%), costos previos a la operación (2.0%), costos de financiación durante la construcción (9.6%), contingencias (7.7%), impuestos y aranceles (12.7%) y otros (1.1%).

El total estimado de la obra y todas sus actividades inherentes asciende a US $ 1.100 millones, (Cuadro N° 4), monto que será financiado en un 70% por la banca comercial extranjera y en un 30% por las casas matrices de las empresas que conforman el OCP o mediante una ampliación del préstamo a la banca comercial.

El contrato especifica, en su Anexo VIII, que estos costos estimados están sujetos a modificaciones debido a los cambios que pueden introducirse en el proyecto, en la ingeniería y diseño, en los costos de financiación y tributación, y, por razones de Fuerza Mayor.

4.4 Las tarifas estipuladas en el contrato

Siendo las tarifas la única fuente de ingresos que va a permitir amortizar la inversión, el contrato contempla este tema con gran amplitud, utilizando una serie de definiciones que conviene analizar de manera simplificada, sin su compleja redacción jurídica, para entender lo que deberán pagar los usuarios del oleoducto por este servicio público de transporte de hidrocarburos.

4.4.1 Capacidades del OCP

Para un manejo adecuado del volumen de transporte diario con que debe operar el OCP, el contrato considera los siguientes conceptos.¹⁹

• Capacidad Real es la Capacidad Total Inicial sostenible al comienzo del período de operación y no será menor de 410 mil barriles diarios en el Segmento Uno (Lago Agrio - Baeza), ni de 450 mil barriles diarios en el Segmento Dos (Baeza - Balao).

• Capacidad Reservada es la cantidad de petróleo que la Compañía OCP Ecuador S.A. ha comprometido o puede comprometer para cada uno de los dos segmentos con usuarios regulares, bajo convenios celebrados en firme, para cualquier trimestre calendario, en el transcurso del período de operación.

Durante los 15 años contados desde el inicio del período de operación, más las posibles extensiones, la capacidad reservada no excederá de 350 mil barriles por día para el Segmento Uno y de 390 mil barriles para el Segmento Dos.

• Capacidad de Acceso Abierto es la diferencia entre la Capacidad Real y la Capacidad Reservada o entre la Capacidad Real y la parte de la Capacidad Reservada para la cual la compañía ha recibido nominaciones para embarques por los Usuarios Regulares o el Estado. Esta capacidad no será menor de 60 mil barriles por día y luego de 15 años contados desde el inicio del período de operación, más las posibles extensiones, la Capacidad Total Inicial será Capacidad de Acceso Abierto.

• Capacidad Liberada es la parte de Capacidad Reservada que se liberará colectivamente a partir del séptimo año y en los cuatro aniversarios subsiguientes, por los Usuarios Iniciales a favor de la Compañía, para que en su representación ésta la asigne a los usuarios existentes o a usuarios potenciales.

El volumen liberado será de 10.000 barriles diarios por año, de los cuales al menos 7.000 corresponderán al Segmento Uno.

4.4.2 Usuarios del OCP.

Otros importantes conceptos que contiene el contrato son los que tienen relación con los diferentes usuarios y el tratamiento que se le dará a cada uno de ellos para el acceso al oleoducto y la aplicación de las tarifas.

• Usuario Regular es la persona, su sucesor o su cesionario, con quien la compañía OCP Ecuador S.A. ha celebrado o en cualquier momento celebre un convenio de transporte , en el que se compromete una parte de la capacidad del oleoducto para transportar crudo, con respecto a uno o ambos segmentos del OCP, por un plazo mayor a treinta y un días y no sujeto a variación.

• Usuario Inicial es aquel con el que la compañía OCP Ecuador S.A. y/o la compañía matriz, OCP Ltd., ha celebrado o celebrará contratos de largo plazo para el transporte de petróleo crudo a través de los dos segmentos, como Usuarios Regulares.

Estos usuarios constan en el Anexo Sexto del contrato bajo el título de “Lista de Usuarios Iniciales” y son los siguientes:

1. AGIP Oil Ecuador B.V.

2. City Investing Company Limited

3. Kerr - Mc Gee Ecuador Energy Corporation

4. Occidental Exploration and Production Company

5. Perez - Companc Ecuador S.A.

6. Repsol - YPF Ecuador S.A.

7. Cualquiera de las compañías relacionadas de cualquiera de las compañías referidas en esta lista.

• Usuario Ocasional es la persona, su sucesor o su cesionario, con quien la compañía OCP Ecuador S.A. ha celebrado un contrato para transportar petróleo crudo, con respecto a uno o ambos segmentos del oleoducto, sin que garantice a dicha persona cantidades fijas de la capacidad del oleoducto y por un plazo no mayor a 31 días.

• El Estado, de acuerdo con el contrato, cláusulas 7.5 y 7.8, tiene derechos preferenciales sobre la Capacidad Reservada y la Capacidad de Acceso Abierto, respectivamente, para transportar su participación y el petróleo de su propiedad.

4.4.3 Tarifas para usuarios privados.

Una vez que se han analizado los conceptos sobre las capacidades y usuarios que se utilizan en el contrato se facilita la comprensión del régimen tarifario establecido en la cláusula 7.3.

Para el caso de los usuarios privados, las tarifas para la Capacidad Reservada (cuya utilización incluye a los usuarios iniciales), Capacidad Liberada y la Capacidad de Acceso Abierto serán libremente acordadas entre la Compañía OCP Ecuador S.A. y cada usuario. Unicamente en caso de que un Usuario Ocasional no llegue a un acuerdo con la compañía sobre la tarifa, podrá solicitar al Ministro de Energía y Minas que la determine, de conformidad con los lineamientos establecidos en el contrato.

Cuando exista Capacidad Reservada disponible para nuevos usuarios, OCP Ecuador S.A. podrá suscribir los contratos respectivos en las mismas condiciones que con los usuarios iniciales. (Cláusula 7.4, literal c). Para la capacidad reservada se incluye la modalidad de tarifa “embarque o pague” (ship or pay), lo que significa que el usuario deberá pagar la tarifa por la capacidad reservada que ha comprometido, transporte o no el petróleo (Cláusula 7.6).

La tarifa para la Capacidad Liberada ofrecida públicamente por la compañía podrá ser igual a la tarifa que paga el usuario que libera más un premio no menor de US $ 0.25 por barril. De este premio el Estado recibirá US $ 0.10 con respecto de los primeros US $ 0.25 por barril y la mitad del valor que exceda a estos US $ 0.25.

La tarifa para la Capacidad de Acceso Abierto será una tarifa de mercado y considerará como criterios de diferenciación la distancia del transporte, capacidad a ser contratada, volumen y calidad del petróleo, entre otros.(Cláusula 7.7).

4.4.4 Tarifas para el Estado.

Cuando el Estado transporte crudo por el OCP, sea el que exporte directamente, el que le corresponda por su participación en los contratos o el que adquiera de terceros como diluyente para cumplir con los requerimientos mínimos de calidad y pueda ser introducido en el OCP, la tarifa será la menor de las siguientes opciones:

1. La tarifa más baja que la compañía cobre a cualquier usuario por el transporte de un petróleo comparable o de igual o menor calidad, ajustada por la distancia.

2. La tarifa de US $ 2.00 por barril menos una compensación que asume la compañía frente al Estado por el hecho de haberle otorgado la autorización para construir y operar el oleoducto, así como para prestar el correspondiente servicio público. Esta compensación se calcula tomando en cuenta los volúmenes de crudo expresados en barriles por día, promedio anual, resultante de la suma de: (a) los volúmenes de Capacidad Reservada menos la participación del Estado, y, (b) todos los otros volúmenes de petróleo efectivamente transportados por el OCP y recibidos en el Centro de Entrega de Balao. Esta tarifa, así como su compensación, también será ajustada por la distancia.

Se exceptúan del beneficio de la compensación el petróleo que el Estado adquiera de terceros para fines distintos a su uso como diluyente y el que el Estado o las entidades públicas entreguen a la respectiva contratista como pago o reembolso en especie, bajo cualquier modalidad contractual.

El ajuste por la distancia que se menciona en los literales anteriores estará dado por un factor de 1.073 que se multiplicará a la tarifa del Segmento Uno y un factor de 0.751 para la tarifa del Segmento Dos.

4.4.5 Participación del Estado en las Tarifas.

De acuerdo con los artículos 44 y 55 de la Ley de Hidrocarburos, el Estado tendrá una participación en las tarifas, la misma que consistirá en lo siguiente:

1. La suma de US $ 1’100.000 anuales durante los 15 primeros años, cantidad que se pagará por año vencido dentro de los 30 días siguientes al año respectivo.

2. Cinco centavos de dólar (US $ 0.05) por cada barril de petróleo transportado por los usuarios de la Capacidad de Acceso Abierto a ser pagados durante el período de Operación, dentro de los 30 días posteriores al mes correspondiente. Se excluyen de este pago los volúmenes de petróleo del Estado que tengan la estructura tarifaria a la que se aplique la compensación analizada anteriormente .

3. Diez centavos de dólar (US $ 0.10) del premio no menor de US $ 0.25 que pagarán los usuarios de la capacidad liberada en la tarifa, y, la mitad del premio que exceda de los US $ 0.25.

4.5 La protección del Medio Ambiente

El contrato para el OCP prevé actividades para proteger el medio ambiente de los impactos que tengan su origen en las actividades de construcción y operación del OCP, así como por eventos naturales y provocados. Para el efecto, contempla la elaboración de un Estudio de Impacto Ambiental (EIA), que incluye el Plan de Manejo Ambiental (PMA), y, una Auditoría Ambiental Final.

El Estudio de Impacto Ambiental, que fue presentado al Ministerio de Energía y Minas el 16 de abril de 2001, se realizó dentro del marco jurídico ecuatoriano, considerando lo que dispone la Ley de Gestión Ambiental y el Reglamento Ambiental para las Operaciones Hidrocarburíferas del Ecuador. No obstante, los términos de referencia que constan en el Anexo IV del contrato establecen que el Estudio debe cumplir, también, las normas del Banco mundial, de ARPEL, del American Petroleum Institute, API, del E & P Forum, de la American Society of Mechanical Engineers, ASME, y otras de países como Canadá y Estados Unidos, en lo que sean aplicables.

Este estudio recibió 172 observaciones por parte del Ministerio de Energía y Minas y del Ministerio del Medio Ambiente, las mismas que fueron respondidas por la compañía OCP Ecuador S.A. el 4 de junio de 2001. Una vez aceptadas las respuestas, este último Ministerio otorgó la Licencia Ambiental a la compañía tres días después, esto es el 7 de junio de 2001.²⁰

El EIA, constituye el diagnóstico técnico que proporciona antecedentes para la predicción e identificación de los impactos ambientales y describe las medidas para prevenir, controlar, mitigar y compensar las alteraciones ambientales significativas.²¹

Consecuentemente, sus objetivos se orientan a evaluar los impactos ambientales de cada fase del proyecto; a asegurar que las etapas de diseño, construcción, puesta en servicio, operación y retiro de servicio sean compatibles con las prácticas de manejo ambiental nacionales e internacionales; a considerar las implicaciones socioeconómicas del proyecto y efectuar recomendaciones sobre un programa de participación pública para garantizar que se tomen en cuenta las preocupaciones de las poblaciones por donde se construye la obra; y, a recomendar las medidas que permitan mitigar los impactos ambientales adversos o, en su defecto, a identificar aquellos para los que no hay aplicación disponible.

Entre las tareas desarrolladas dentro del EIA, se encuentra el Plan de Manejo Ambiental que comprende el conjunto de normas y políticas de la compañía, expuestas a través de guías de mitigación, para asegurar la aplicación de normas internacionales de conducta, capacitación en costumbres locales, sugerencias de métodos para instaurar un estado de alerta ambiental, manejo de áreas sensibles, entre otros.

Este plan se subdivide en dos capítulos, uno para el período de construcción y otro para el período de operación, y contiene planes generales para contingencia de emergencias, abandono y restauración, relaciones comunitarias, salud y seguridad, así como para el contratista de la tubería.

En cuanto a la Auditoría Ambiental Final, ésta se realizará un año antes del plazo de vigencia del contrato y deberá ser consistente con el Estudio de Impacto Ambiental y las prácticas de la industria internacional.

Una versión final y actualizada de esta auditoría deberá ser entregada por la compañía al Estado en la fecha de transferencia del oleoducto o, si el contrato termina anticipadamente, deberá realizarse y entregarse dentro de un plazo razonable.

5. IMPACTO ECONOMICO DEL OCP

Muchos son los estudios y las estimaciones que se han realizado sobre el impacto que tendría la construcción del Oleoducto de Crudos Pesados sobre la economía del país. A continuación se presenta un resumen de los que han sido efectuados entre los años 2000 y 2001 por entidades como el Ministerio de Energía y Minas, Centro de Estudios y Análisis de la Cámara de Comercio de Quito, Comisión de Análisis y Evaluación del Oleoducto de Crudos Pesados, OCP Ecuador S.A. y de las estimaciones que maneja el Banco Central del Ecuador, a efectos de disponer de una orientación sobre la magnitud de las bondades que tendría este proyecto.

5.1 Estimaciones del Ministerio de Energía y Minas²²

En julio de 2000, el Ministro de Energía y Minas hizo público los supuestos y estimaciones del Gobierno Nacional sobre las ventajas económicas del proyecto de construcción del OCP.

Debido a que en esa fecha se consideraba una capacidad para el nuevo oleoducto de 300 mil barriles diarios, la primera ventaja se establecía en que el país podría, luego de su construcción, producir y transportar más de 700 mil barriles diarios. Así mismo, al estar en funcionamiento dos sistemas de transporte, el SOTE y el OCP, se consideró como una segunda ventaja el hecho de que en el futuro se evitarían las mezclas de crudo, lo que permitiría a PETROECUADOR exportar mayores volúmenes de crudos livianos y acceder a nuevos mercados, particularmente en la costa oeste de Estados Unidos.

A su vez, la mayor disponibilidad de crudo liviano facilitaría alimentar a las refinerías con cargas de mejor calidad y obtener mayor cantidad de productos blancos, principalmente gasolinas.

En lo referente al sector externo, las inversiones para incrementar la producción se estimaron en US $ 620 millones, las mismas que se ejecutarían en un período de 36 meses a partir del inicio de la obra y bajo la modalidad de inversión extranjera directa. A esto se añadirían las inversiones propias del OCP y otras del sector, que harían que la cuenta de capital petrolera se eleve a US $ 674 millones en el 2001, US $ 440 millones en el 2002 y US $ 206 millones en el 2003.

De otro lado, en la balanza comercial influirían el aumento de las exportaciones de crudo y las importaciones de maquinarias dando un efecto neto de una variación del saldo de 28%, 114% y 163% en cada año.

El efecto total acumulado de los dos componentes indicados sobre la balanza de pagos, al año 2004, sería de US $ 1948 millones.

En el sector fiscal, el impacto se reflejaría en el aumento de los ingresos por la exportaciones de PETROECUADOR que se estimaron en US $ 223 millones en el 2002, US $ 586 millones en el 2003 y US $ 779 millones en el 2004. Además, por concepto de participación en las tarifas de transporte por el OCP el Estado recibiría US $ 6.8 millones anuales que representan un total de US $ 170 millones en los 25 años que se había previsto duraría el transporte en manos de la empresa o consorcio adjudicatario.

En cuanto al Sector Real, se estimaba que el mayor efecto se sentiría en el 2001 cuando se generarían alrededor de 29 mil empleos directos e indirectos, con un valor agregado de US $ 850 millones de dólares.

5.2 Estimaciones del Centro de Estudios y Análisis de la Cámara de Comercio de Quito.²³

En forma casi simultánea a la publicación de las estimaciones del Ministerio de Energía y Minas, el Centro de Estudios y Análisis, CEA, dio a conocer su punto de vista sobre las ventajas que implica la construcción del Oleoducto de Crudos Pesados.

En primer lugar, estimaba que la demora por mas de 10 años en construir el OCP ha provocado pérdidas para el país del orden de los US $ 1.400 millones. En cuanto a la obra misma, una vez que ésta se realice, se contará con una capacidad adicional de transporte de 350 mil barriles diarios, que sumada a la capacidad del SOTE ampliado daría una capacidad total de transporte por oleoductos principales ecuatorianos de 740 mil barriles por día. “Esto permitiría la incorporación de los siguientes proyectos de inversión: inversión privada en principales campos de Petroecuador mediante contratos “joint venture” por US D 1000 millones; exploración por parte de la empresa privada de nuevas reservas petroleras en la zona sur-oriental con una inversión de US D 200 millones; incorporación de capital y tecnología privada en refinerías actuales por US D 300 millones; e, importantes inversiones en las actuales áreas de contratos de participación estimadas en US D 800 millones.”

El CEA estimó, también, otros beneficios adicionales como resultado de la construcción del OCP. La separación de los crudos livianos de los pesados permitiría al país exportar crudo de mejor calidad y penetrar con mejores precios en nuevos mercados. En este aspecto coincidía con el Ministerio de Energía y Minas en el sentido de que entraría a abastecer a los compradores de la costa oeste de los Estados Unidos. Consideraba, además, que en los próximos cinco años la apertura petrolera generaría ingresos de aproximadamente US $ 3.000 millones, y, que en el nivel social “...para el año 2001 se generarán alrededor de 6.832 empleos directos y cerca de 70.000 indirectos, con un valor agregado para la economía del orden de los US $ 850 millones, es decir el 7.3 por ciento del Producto Interno Bruto (PIB) proyectado para el año 2000.”

5.3 Estimaciones de la Comisión de Análisis y Evaluación del OCP.

La Comisión de Análisis y Evaluación del Oleoducto de Crudos Pesados, en su informe presentado el 25 de septiembre de 2000, hizo constar un detalle de lo que consideró sería el impacto macroeconómico que tendría el OCP. Las cifras que reflejan el efecto de este proyecto en el sector externo y en el sector fiscal se consignaron en el cuadro 6.4.1 del informe, el mismo que por su importancia se ha reproducido íntegramente en el Cuadro N° 5 de este trabajo.

Como puede apreciarse, las estimaciones realizadas una vez que se tuvieron las ofertas de OCP Ltd, The Williams Company y el Cuerpo de Ingenieros del Ejército se basaron en una capacidad de transporte para el nuevo ducto de 310 mil barriles por día.

En el sector externo el impacto se mide a través de la cuenta corriente y la cuenta de capital. En la primera se consideró únicamente el incremento de las exportaciones de crudo pesado que se obtendrían como consecuencia del transporte por el OCP y las importaciones de bienes de capital que se estiman en un 50% de las inversiones para la construcción de la obra y para la exploración y explotación del crudo pesado. De esta manera, la cuenta corriente sería negativa mientras se construye el oleoducto, pero posteriormente se volvería positiva y arrojaría un efecto acumulado de US $ 11.123.2 millones entre el 2001 y el 2022.

En la segunda se consideró una inversión para el OCP de US $ 814.5 millones y para la exploración y explotación de crudo pesado adicional de US $ 1.500 millones, con lo que la cuenta de capital tendría un efecto positivo acumulado de US $ 2.314.5 millones.

Para calcular el impacto en el sector fiscal se consideró que el Estado recibiría un incremento en su participación en los contratos con las compañías que producen crudo pesado, del orden de US $ 4270 millones, y, por concepto de tributos y aranceles US $ 4.236.9 millones, entre el 2001 y el 2022, lo que daría un efecto acumulado total de US $ 8.507 millones.

Este análisis no incluye ninguna estimación sobre el impacto que tendría el OCP en el sector real, así como tampoco el efecto macroeconómico que ocasionaría la capacidad liberada del SOTE que sería llenada por trabajos de exploración y explotación de PETROECUADOR por sí sola o mediante cualquier modalidad contractual con empresas privadas.

5.4 Estimaciones del Consorcio OCP Ecuador S.A.

En documento difundido el 8 de febrero de 2000, es decir antes de iniciarse el proceso para la autorización de construcción del OCP, el Consorcio integrado por las empresas privadas que operan en la amazonía expuso como principales beneficios del proyecto, los siguientes:²⁴

• Significativa fuente de nuevas divisas para el País.

• Incremento en el transporte de petróleo crudo de 365.000 a más de 700.000 barriles por día.

• Capacidad de transporte disponible para aumentar la producción de los campos marginales y proyectos Joint Ventures.

• Incremento del valor del petróleo crudo transportado por el SOTE debido a su mayor grado API.

• Reducción de la importación de combustible por el mejoramiento de la refinación con petróleo crudo de mayor calidad por su mayor grado API.

• OCP incrementará en más de 15.000 millones de dólares los ingresos del Estado en concepto de su participación en la producción e impuestos.

• Inversiones adicionales de más de 1.000 millones de dólares por parte de las compañías petroleras.

• Industrias conexas proveen estímulo adicional a la economía.

A más de lo anterior, el Consorcio estimaba que solo para la construcción y operación del nuevo ducto se generarían empleos temporales para 18 meses equivalentes a 14’340.000 horas-hombre con salarios de 58 millones de dólares y empleos permanentes para 25 años equivalentes a 17’500.000 horas-hombre con salarios de 168’850.000 dólares.

En febrero de 2001, cuando se concretaba la firma del contrato entre OCP Ecuador S.A. y el Estado ecuatoriano, un representante autorizado del consorcio expresaba que de los estudios que se elaboraron para la oferta se desprendían las cifras de 5.000 puestos de trabajos directos y 50.000 indirectos²⁵, por lo que era seguro que se crearían estas fuentes de empleo y se reactivaría el mercado laboral y, además, que la constructora Techint, socia del consorcio OCP Limited, planeaba incluir en la obra a no menos de 100 empresas privadas que presten bienes y servicios²⁶.

Esta información fue corroborada por la empresa Techint, la misma que a través de un vocero oficial informó²⁷ que, en el país, se contratarán los trabajos de movimientos de suelos, obras civiles, montaje de tanques, radiografiado para soldadura, alimentación, instalación de pilotes y fabricación de parte de la estructura que iría desde Balao al área submarina; y que, en el exterior, se adquirirán las tuberías de 24 a 36 pulgadas para el oleoducto, bombas, láminas de acero, motores y válvulas especializadas, entre otros. (Cuadro N° 6).

Luego de la firma del contrato, el Consorcio Oleoducto de Crudos Pesados, OCP, Ecuador S.A., en presentación realizada el 3 de mayo de 2001 ante las autoridades del Banco Central del Ecuador, ratificó una vez mas los beneficios que estimaba traería para el país la ejecución de esta obra, destacando el incremento de la producción por la ampliación de la capacidad de transporte, lo que permitirá operar el SOTE con 420 mil barriles y el OCP con 450.000 barriles diarios; la infraestructura adicional en Balao facilitará la diversificación de los mercados internacionales para el crudo; el transporte de crudo liviano por el SOTE aumentará el valor del petróleo; la alimentación de las refinerías con crudo de mejor calidad mejorará su rendimiento y reducirá la importación de diesel y gasolina; y, la actividad de construcción del ducto generará trabajo para 200 - 250 personas en el Consorcio (80% ecuatorianos); para 4.500 personas en la empresa Techint en forma directa (90% nacionales); y, 2.500 plazas de trabajo en las subcontratistas. (Cuadro N° 7).

Es de interés anotar que el Consorcio OCP Ecuador S.A., al referirse a los empleos indirectos, manifestó que “...de acuerdo al reporte del Centro de Estudios y Análisis de la Cámara de Comercio de Quito, se crearán alrededor de 50.000 empleos indirectos durante la operación y construcción...”.

5.5 Estimaciones que maneja el Banco Central del Ecuador.

El Banco Central del Ecuador maneja las cifras oficiales del Ministerio de Energía y Minas y las que publica periódicamente la empresa OCP Ecuador S.A.. Fundamentado en esta información ha considerado aceptable que las inversiones que demanda este proyecto son del orden de los US $ 1.100 millones para la construcción y de US $ 2.500 millones para la exploración y explotación de nuevos campos petroleros, de los cuales, el 25% serán para bienes y servicios nacionales y el 75% para importaciones.²⁸

Una vez construido el OCP se estima que transportará un promedio de 350 mil barriles diarios durante 20 años y que liberará parte de la capacidad del SOTE que actualmente se utiliza para el transporte de petróleo pesado, lo que permitirá transportar alrededor de 220 mil barriles diarios adicionales de un crudo igual o superior a 28°API. Si se asume un precio promedio de US $ 14/bl para el petróleo exportable, el ingreso global para el país sería de US $ 22.454 millones, de los cuales al Estado ingresaría un 25% del total, esto es 5.261 millones.

En lo referente al sector real, el mayor impacto se sentiría en la generación de empleo, pues, en el período de construcción habrá una demanda de mano de obra en forma directa de 5.000 trabajadores y en forma indirecta de 1.600 adicionales. Durante los próximos 20 años se emplearían 16.1 millones de horas hombre y se pagarían salarios brutos por US $ 62 millones a la mano de obra directa y US $ 161 millones a la mano de obra indirecta.

A todo lo anterior habría que agregar los aportes tributarios y arancelarios que generaría la obra, así como el ahorro para la caja fiscal al dejar de transportar petróleo por el Oleoducto Trasandino Colombiano, OTA, y al eliminar las mezclas de crudos livianos con los pesados, lo que permitiría a su vez una optimización de las cargas de refinación en las plantas del país y menores costos operacionales para PETROECUADOR.

VI. ALGUNAS CONSIDERACIONES DE ORDEN TECNICO, ECONOMICO Y LEGAL

En las secciones precedentes se han expuesto las características y ventajas del oleoducto de crudos pesados presentadas por los impulsores y responsables del proyecto, de los sectores público y privado, las mismas que han creado grandes expectativas acerca de su influencia en la economía del Ecuador.

No obstante, es imprescindible hacer presente algunas puntualizaciones de carácter técnico, económico y legal a efectos de entender la real magnitud e importancia de esta obra, lo que se debe esperar de ella y, eventualmente, la orientación que se debe dar a determinadas acciones ligadas a su construcción y operación para que el país obtenga los máximos beneficios, sin que se vean comprometidos sus recursos naturales y el patrimonio que estos han generado hasta la fecha.

6.1 Aspectos técnicos

Los aspectos técnicos que merecen especial atención dentro de la ejecución de este proyecto son los que tienen relación con la calidad del crudo a transportar y las reservas petroleras que sustentan la construcción del OCP.

6.1.1 La calidad del crudo a transportar

Se ha dicho siempre que el principal justificativo para la construcción del oleoducto de crudos pesados es la necesidad de separar el petróleo de baja calidad, que producen las compañías que operan en la amazonía, del petróleo liviano que produce principalmente PETROECUADOR, de esta manera se obtendrían precios mas elevados en el mercado internacional para el crudo de la empresa estatal, habría suficiente disponibilidad de un petróleo de mejor calidad para ser procesado en el país y, en general, se evitarían las mezclas de crudo que tantos problemas técnicos y económicos han venido causando al Estado ecuatoriano.

Es importante, entonces, hacer un análisis de la concepción del proyecto y sus antecedentes, así como de las cláusulas contractuales para verificar si este justificativo se va a cumplir con la construcción del OCP.

De acuerdo con la clasificación de ARPEL, Asistencia Recíproca Petrolera Estatal Latinoamericana, los crudos pesados son los que tienen una gravedad API de entre 10 y 20 grados; los medios, entre 20 y 30 grados; y; los livianos, más de 30 grados²⁹.

Cuando se analizan los antecedentes y el contrato firmado con el objeto de establecer si el nuevo oleoducto realmente transportará crudos de entre 10 y 20 grados API, se encuentra lo siguiente:

• Tanto en la Ley de Transformación Económica como en el Reglamento que se emitió para viabilizar la construcción del OCP no se menciona que este proyecto se implementará únicamente para el transporte de crudos pesados. Esto podría explicarse por el hecho de que la legislación debe ser de carácter general y no particular, pero entonces hay que recurrir a ver qué es lo que dice el contrato.

• En las cláusulas del contrato: 1.2.: Antecedentes, y, 3.1.:Objeto, tampoco consta que el oleoducto a construirse es para transportar crudos pesados. Es mas, no se hace referencia alguna sobre la calidad del petróleo que transportará, por lo que se entiende que, contractualmente, está permitido a operar también con crudos de gravedad media y livianos.

• En la cláusula 1.4.: Definición de términos, numeral 1.4.4. se define el “Barril”: de la siguiente manera:

“Barril: Significa un volumen igual a cuarenta y dos (42) galones de los Estados Unidos de América, de Petróleo Crudo, de una gravedad específica de dieciocho grados (18°) API a una temperatura de sesenta grados (60°) Farenheit bajo una atmósfera de presión. La Compañía corregirá aquellos volúmenes de Petróleo Crudo con diferentes características de gravedad, temperatura o presión a las características especificadas en la frase anterior, sobre la base de mediciones y métodos utilizados por ella para tal propósito, de conformidad con las prácticas de la Industria Internacional.”

Esta definición tiene dos aspectos importantes. En primer lugar, aclara que cuando en el contrato se menciona la palabra barril, se refiere a un volumen equivalente a 42 galones americanos, pero de petróleo de 18 grados API. Este sería entonces el rango inferior de la calidad del crudo a transportarse por el OCP a una tasa de 450 mil barriles diarios, por las características físico-mecánicas del ducto, y desde este nivel para arriba, le será más fácil transportar mayores cantidades de crudos medios y livianos. Sin embargo, la gran amplitud del rango, entre 10 y 18°API, no podrá ser transportada, salvo que se cuente con la ayuda de los diluyentes (crudos más livianos)³⁰.

En segundo lugar, al manifestar que la compañía OCP Ecuador S.A. corregirá los volúmenes de crudo con diferentes características de gravedad, está dando paso a que las mezclas de crudos pesados con los medios y livianos continúen, lo que se verificará posteriormente con el análisis de otros criterios.

• En el Anexo 1, Descripción del alcance de los trabajos, numeral 2.0, Caudales de diseño y normas de aplicación, se indica lo siguiente:

“El sistema será diseñado para transportar petróleo crudo con una gravedad API entre 18° API hasta 24°API.”

Esto significa que el contrato autoriza expresamente a transportar por el OCP, de manera continua y permanente, petróleo o mezclas de petróleo de entre 20 y 24 °API, que no son crudos pesados sino crudos medios.

• El nuevo oleoducto podrá transportar, también, petróleo liviano únicamente, pues, tanto el título del contrato como las cláusulas 3.1. y 3.2., hacen énfasis en separar y autorizar dos tipos de actividades, la una, de construcción y operación del OCP, y la otra, de prestación del servicio público de transporte de hidrocarburos. Para la primera actividad, la compañía deberá cumplir con las especificaciones técnicas que constan en el contrato, pero, para la segunda, no tendrá ninguna limitación en cuanto a la calidad del crudo a transportar.

De todo lo analizado anteriormente, se puede concluir que tanto la concepción del proyecto como la redacción del contrato no garantizan que se cumpla el principal objetivo de contar con un sistema diferente de transporte que evite en el futuro las mezclas de crudo, sino mas bien, que se da paso a la construcción de un nuevo oleoducto que compita con el Sistema de Oleoducto Transecuatoriano, SOTE, pues el OCP podrá transportar, bajo cualquier modalidad, todos los tipos de crudo que maneja PETROECUADOR. Esto explica porqué la cláusula 1.2.:Antecedentes, empieza haciendo referencia a la prohibición de las prácticas y actividades monopólicas y otras que impidan y distorsionen la libre competencia, que consta en el numeral 3 del Art. 244 de la Constitución de la República, en clara alusión a la existencia del único sistema de transporte que está siendo operado por la empresa estatal.

No obstante, la empresa OCP Ecuador S.A. sí adquirirá en el futuro el monopolio de operar su oleoducto para evacuar petróleos de gravedad inferior a 24 °API, si es que PETROECUADOR no modifica el patrón de operación del SOTE para poder transportar por batcheo³¹ crudos pesados, a más de los medios y livianos.

6.1.2 Las reservas petroleras

En la industria petrolera lo más importante es conocer el volumen de los hidrocarburos disponibles para garantizar la ejecución de los proyectos que se plantean. Para el caso de la construcción de un oleoducto principal se debe partir del conocimiento real de las reservas que se encuentran en el subsuelo y que deben ser producidas durante un período tal que garantice la rentabilidad de la inversión , explotando en forma racional los yacimientos.

Sobre este aspecto, el contrato para la construcción del OCP no hace referencia de ninguna clase, es decir, no deja sentado si es que existe en realidad un volumen de reservas que necesitan ser evacuadas desde Lago Agrio hasta el puerto de Balao durante los 20 años de vigencia que tiene el contrato. Esta situación ha obligado a que diferentes sectores realicen sus propias estimaciones para poder apreciar el sustento técnico del proyecto.

Para los propósitos del presente análisis se considerarán las cifras oficiales de reservas de hidrocarburos que son estimadas anualmente por una comisión interinstitucional, integrada con representantes de la Dirección Nacional de Hidrocarburos y de PETROECUADOR. Los cálculos de esta comisión³², a diciembre de los años 1999 y 2000 han dado los resultados que se presentan en el Cuadro N° 8.

Como se puede apreciar, las reservas probadas de las compañías privadas están en el orden de los 1.100 millones de barriles que, en el hipotético caso de que puedan ser producidas a una tasa de 450 mil barriles diarios de manera continua, durarían 6.7 años.

Cuando se considera la totalidad de las reservas (probadas, probables y posibles), estas ascienden a un nivel de 1.600 millones y, si pudieran ser producidas a igual tasa en forma estable, durarían 9.7 años.

A igual conclusión se puede arribar cuando se analizan las reservas de crudos pesados que existen en el país, es decir las que son menores a 20 °API, presentadas en el Cuadro N° 9.

De acuerdo con estas cifras, las reservas de crudos pesados de las compañías privadas son mínimas, alrededor de 652.34 millones de barriles, y por sí solas no justifican la construcción del OCP. Cuando se desarrollen todos los campos de petróleo pesado conocidos, tanto de PETROECUADOR como de las compañías, las reservas de estos crudos alcanzarían los 1.770.44 millones de barriles, que puestas a producir a una tasa hipotética de 450 mil barriles diarios, durarían un período de 10.78 años. Esto ratifica que el funcionamiento del OCP requerirá que todas las empresas que producen crudo pesado, incluyendo PETROECUADOR, utilicen este oleoducto; pero aún así no se garantiza que existe petróleo suficiente para los 20 años de vida que tiene el proyecto. Será inevitable, entonces, transportar crudos de mayor gravedad API (medios y livianos) si se desea utilizar a su máxima capacidad el oleoducto de crudos pesados.

Sobre las estimaciones anteriores cabe una importante observación. En la práctica, los campos de petróleo pueden mantener una producción estable y por muchos años sólo si contienen un buen volumen de hidrocarburos y si se los explota a tasas normales de producción. Estos lineamientos sencillos fundamentan el “principio de conservación de las reservas” que es observado en toda operación técnica y racional de yacimientos petrolíferos.

En el Ecuador, la rápida declinación de los campos indica que se los está produciendo a tasas muy elevadas y que, por lo mismo, sus niveles de producción no son sostenibles y que se agotarán rápidamente. Esto es lo que reflejan los estudios detallados que han venido haciendo anualmente, junto al cálculo de reservas de petróleo, la comisión interinstitucional integrada por técnicos de la D.N.H. y de PETROECUADOR.

Según estos análisis, los pronósticos de producción realizados en abril de 2000, con datos de campo registrados hasta diciembre de 1999, indicaban que para el 2005 se tendría el pico más alto de producción con 614.115 barriles por día de un petróleo de gravedad promedio de 22.36 °API, a partir del año 2006 la producción declinaría exponencialmente hasta llegar al año 2013 a 379.760 barriles diarios de un crudo de 22.37 °API y al año 2019 a 223.531 barriles por día de un petróleo de 22.44 °API.

Si bien los datos de esta predicción pueden variar por la lenta y errática actividad que se despliega en la exploración y explotación, lo cierto es que con las reservas conocidas y los métodos de producción aplicados no habría forma de alcanzar los 870 mil barriles diarios que necesitarían el SOTE y el OCP para trabajar por separado a su máxima capacidad de transporte.

De otro lado, para garantizar un aprovechamiento óptimo de estos dos sistemas de oleoductos principales, será imprescindible que se cumplan las inversiones ofrecidas tanto por PETROECUADOR como por las compañías petroleras. En este contexto, informaciones publicadas han señalado que la empresa estatal invertirá a través de contratos de gestión compartida y de alianzas con las compañías privadas, alrededor de 1000 millones de dólares con el objeto de incrementar su producción³³; y, las empresas que operan en la amazonía, un total de 3000 millones de dólares para hacer nuevas exploraciones y descubrir unos 1.000 millones de barriles adicionales de petróleo pesado que son necesarios para ocupar toda la capacidad del OCP³⁴.

6.2 Aspectos económicos

Los aspectos económicos del OCP que han despertado mayor interés para su análisis son: el costo total del proyecto; las capacidades disponibles para otras empresas; las tarifas de transporte; las expectativas sobre generación de empleo y la participación de empresas subcontratistas ecuatorianas; y, las obras de compensación comunitarias.

6.2.1 Costo Total del Proyecto

Este factor, que es de vital importancia para el entendimiento, aceptación y control del proyecto, no ha sido debidamente establecido o, al menos, no se lo ha dado a conocer en forma precisa. Cuando el Ministerio de Energía y Minas planteó oficialmente la necesidad de construir el OCP dentro del documento “Estrategia de la Industria Petrolera hasta el año 2025”, en agosto de 1999, indicó que “De acuerdo con los cálculos, un oleoducto capaz de transportar 250.000 Bls/d de crudos pesados (18°API en promedio) pudiera costar US $ 1.18 millones por Kilómetro”. La hoja de cálculo utilizada como hipótesis para definir este costo unitario indica que se trataba de un proyecto de oleoducto de 597 kilómetros de longitud, que partiría desde Lago Agrio y atravesaría por Coca, Loreto, Cuyuja, Puyo, Baños, Ambato y Echandía hasta llegar a Manta. El costo total, incluyendo tubería, tanquería, estaciones de bombeo y reductoras de presión, y, derechos de vías ascendía a US $ 702 millones.

En el documento “Ecuador OCP, Oleoducto Crudo Pesado”, que circuló en febrero de 2000, las empresas que conforman el Consorcio responsable del Proyecto seguían manejando el valor de US $ 700 millones para el costo de la obra, pero la ruta ya se definía a través de Lago Agrio, Baeza y Esmeraldas, y sus características permitirían al país tener un “...incremento en el transporte de petróleo crudo de 365.000 a más de 700.000 barriles por día.”, es decir que el OCP contaría con una capacidad superior a los 335 mil barriles, de los cuales 290 mil estaban comprometidos para los miembros que integrarían el Consorcio.

Al momento de presentar las ofertas, en agosto de 2000, la empresa OCP Ltd., matriz de OCP Ecuador S.A., hizo constar como presupuesto de construcción el valor de US $ 593.5 millones para un oleoducto de 503 kilómetros de longitud y una capacidad de transporte de 310 mil barriles por día de un petróleo de entre 18 y 24 grados API. Estas cifras dan como resultado un costo unitario de US $ 1.18 millones por kilómetro, que es exactamente lo que estimaba el Ministerio de Energía y Minas un año antes, pero para un oleoducto de diferentes rutas, longitud y capacidad de transporte.

Sin embargo, este último costo unitario presentado por OCP Ltd. en su oferta, no consideraba rubros como Gerencia e Inspección, Adquisición de Tierras, Financiamiento, Contingencia e Impuestos, los que una vez incluidos lo elevaban a US $ 1.79 /Km., haciendo que el total de la obra ascendiera a US $ 899 millones. (Ver Cuadro N° 2).

Posteriormente, el proyecto que se concretó con OCP Ecuador S.A., luego de las negociaciones y que consta en el contrato firmado el 15 de febrero de 2001, es de un oleoducto de 503 kilómetros de longitud, entre Lago Agrio, Baeza y Balao, con una capacidad de operación sostenible de 450 mil barriles diarios, a un costo de 1.100 millones de dólares. Esto da como resultado un costo unitario de US $ 2.19 por kilómetro, aunque de acuerdo con el contrato este valor todavía está sujeto a modificaciones debido a los cambios que pueden introducirse en la ingeniería y diseño, costos de financiación y tributación, fuerza mayor, y en el alcance mismo del proyecto.

Finalmente, un año después de la firma del contrato, en febrero de 2002, se presentaron dos hechos que contribuyeron a profundizar la incertidumbre sobre el costo del proyecto. El día 19 de ese mes, en circunstancias en que se desarrollaba un paro en las provincias de Orellana y Sucumbíos demandando diferentes requerimientos de índole económico y social, entre ellos uno relacionado con el avance de los trabajos y las compensaciones comunitarias del oleoducto de crudos pesados, el Presidente Ejecutivo de OCP Ecuador S.A. relievó ante la prensa que las inversiones en el año 2001 sumaron 226 millones de dólares y el pago por impuesto al Valor Agregado (IVA) llegó a 7.5 millones. Para el 2002, las estimaciones eran de 750 millones de dólares de inversión en activos y 130 millones de IVA³⁵.

Estas cifras demostrarían que, durante el año 2001, los egresos por la construcción del nuevo oleoducto sumaron 233.5 millones de dólares y que para el 2002 la proyección estaba en un nivel de 800 millones de dólares, los que sumados darían un total de 1.113.5 millones, que ya es superior a los 1.100 millones anunciados como costo total del proyecto. Esto, sin contar con lo que se haya previsto invertir y gastar durante el primer semestre del año 2003.

Sin embargo, 8 días después de publicada tal declaración, el Vicepresidente Ejecutivo de OCP Ecuador S.A., en Oficio OCP8-F0138-02 de 27 de febrero de 2002, hacía conocer al Ministro de Energía y Minas que las inversiones de construcción durante el 2001 ascendieron a 100.2 millones de dólares; para el 2002 se había proyectado invertir 1.100.2 millones; y, para el 2003, 89.0 millones (Cuadro N° 10). Sumadas todas estas cifras, se tendría que hasta el segundo semestre del 2003 se habrán invertido 1289.4 millones de dólares, es decir, un 17.2% más del monto que consta en el contrato, y este valor todavía no es el definitivo, pues, según el oficio en mención, “Los valores proyectados pueden variar por reajuste en el alcance del proyecto, cambios de ingeniería, diseño, fuerza mayor, financiación o tributación. Estas proyecciones fueron realizadas antes de los incidentes en Sucumbíos y Lago Agrio.”.

Como habrá podido observarse, el costo de construcción del OCP ha tenido algunas variaciones a través del tiempo y no se halla concordancia entre las especificaciones del ducto y los valores unitarios y totales propuestos en cada ocasión. Sin embargo, este factor debió haberse definido de manera precisa, con las holguras razonables que pueden aceptarse para toda obra, pues el costo total es el que fundamenta en primera instancia las tarifas de operación que cobrará la empresa a los usuarios, el tiempo en que se amortizarán las inversiones y el plazo en que el oleoducto deberá revertirse al Estado.

6.2.2 Capacidades Disponibles para otras empresas

De acuerdo con las definiciones de capacidades que constan en el contrato y que se han analizado en la sección 4.4.1 de este estudio, la capacidad sostenible para el OCP será de 410 mil barriles para el tramo uno, Lago Agrio - Baeza, y, de 450 mil barriles diarios para el tramo dos, Baeza - Balao. De esta capacidad total, las empresas que integran el Consorcio responsable del proyecto se han reservado hasta 350 mil barriles por día en el segmento uno y de hasta 390 mil barriles por día en el segmento dos, lo que significa que tan sólo 60 mil barriles por día quedarán disponibles como capacidad de acceso abierto para ser utilizado por PETROECUADOR o por cualquier otra empresa que desee utilizar los servicios de transporte a través de este ducto.

Considerando que, únicamente, después de siete años las empresas empezarán a liberar colectivamente parte de la capacidad reservada para que pueda ser asignada a otros usuarios, durante este lapso habrá un control absoluto sobre el 87% del oleoducto de crudos pesados por parte de las compañías privadas integrantes de OCP Ecuador S.A., que son las mismas que actualmente están explorando y explotando petróleo en la amazonía; esto impediría a otras empresas, incluyendo a PETROECUADOR, a hacer grandes inversiones, por sí solas, para explotar campos de crudos pesados o medios, porque no tendrían la seguridad de poder evacuar sus hidrocarburos, salvo que se asocien con las dueñas de las capacidades reservadas en el OCP.

Así mismo, una vez que la producción de las compañías privadas, que actualmente asciende a 152 mil barriles, sea retirada del SOTE para ser transportada por el oleoducto de crudos pesados, la empresa estatal deberá incrementar su producción de crudos livianos para poder utilizar su oleoducto a su máxima capacidad. Sin embargo, las inversiones de PETROECUADOR han sido recortadas precisamente en el área de explotación de campos, y los hidrocarburos livianos que se están empleando como diluyente tampoco serían transportados por el SOTE porque el contrato para la construcción del OCP les sigue facultando a las privadas que los empleen como reductor de la densidad y viscosidad de su petróleo a efectos de poder transportarlo desde los campos a Lago Agrio y en este punto recién ingresarlos al OCP.

Se hace necesario, entonces, prever estas situaciones que son inconvenientes para el país, planificando una explotación petrolera adecuada y coherente con el objetivo de utilizar los dos sistemas de transporte (SOTE y OCP) en forma optima, a partir del segundo semestre del año 2003, evitando las mezclas de crudo y garantizando la libre inversión para todo ente petrolero que desee efectuarla, público o privado, sin que tenga que asociarse obligatoriamente con las dueñas de las capacidades reservadas del OCP.³⁶

6.2.3 Tarifas de transporte

Sobre este factor existen algunos aspectos que analizar. El primero tiene relación con la participación del Estado prevista en el artículo 55 de la Ley de Hidrocarburos que dice textualmente:

“Art. 55.- El Estado percibirá una participación, conforme con lo dispuesto en el Capítulo VI de esta Ley, en las tarifas de transporte de hidrocarburos por oleoductos o gasoductos”.

Cuando se recurre al Capítulo VI de la Ley se observa que en el artículo 62, literal d), constaba que el Estado participaría con un porcentaje no inferior al 5% del valor de la tarifa; sin embargo, esto fue reformado por la Ley 44 del 29 de noviembre de 1993 y en el nuevo texto no se hace referencia alguna sobre la participación del Estado en las tarifas. Esta sería la razón por la que, al presentar las ofertas, la OCP propuso entregar al Estado US $ 0.05 por barril transportado durante los 20 años de dominio del proyecto, y, la Williams US $ 5 millones anuales, según consta en el informe de la Comisión de Evaluación y Análisis.

Una vez firmado el contrato, se hicieron constar las participaciones que se desglozaron en la sección 4.4.5 del presente estudio, esto es: US $ 1’100.000 anuales durante los 15 primeros años; US $ 0.05 por cada barril transportado por los usuarios de la capacidad de acceso abierto; y, US $ 0.10 de un premio no menor a US $ 0.25 que tendrán que pagar los usuarios de la capacidad liberada a partir del séptimo año de operación del OCP, y, la mitad del premio que exceda de los US $ 0.25.

De acuerdo con estas participaciones, los 390 mil barriles de capacidad reservada para los integrantes del consorcio OCP Ecuador S.A. pagarán una cantidad fija de 1 millón 100 mil dólares anuales, que equivale a US $ 0.0077 por cada barril, es decir, apenas el 15% de la participación que había informado la Comisión de Evaluación y Análisis.

Otro aspecto tiene relación con la diferenciación en las tarifas que se hace para los diversos usuarios (empresas responsables del proyecto, PETROECUADOR y otros), lo que ocasionará, en la práctica, que unos paguen más por el mismo servicio y sean menos competitivos al momento de comercializar su petróleo en el puerto de exportación. Este factor, unido al hecho de que no habrá una Capacidad de Acceso Abierta muy amplia para otros usuarios, limitará la participación de las compañías petroleras que deseen hacer inversiones de gran magnitud, pues, si logran descubrimientos importantes de hidrocarburos medios y pesados, éstos no podrán ser evacuados en condiciones económicas ventajosas como las que mantendrá el consorcio responsable de la construcción del OCP, con lo que éste adquirirá el monopolio de la exploración, explotación y el transporte del crudo en la amazonía.

6.2.4 Expectativas sobre la generación de empleo y la participación de subcontratistas ecuatorianas

En la sección 5.4 de este estudio se resumió lo que OCP Ecuador S.A. estimaba sobre la generación de plazas de trabajo y las actividades que desarrollarían las empresas ecuatorianas durante la construcción del nuevo oleoducto. Esta información, difundida al momento de plantear públicamente el proyecto, se constituyó en un factor decisivo para su aceptación por parte de algunos sectores del país.

Luego de la firma del contrato y una vez que se han iniciado los trabajos, muchos desempleados y algunos grupos empresariales que habían apoyado la obra han empezado a manifestar su desacuerdo con el incumplimiento de las ofertas que se hicieron en su oportunidad.

En el caso de la disponibilidad de empleos, la OCP Ecuador S.A. ha implementado diversos mecanismos y políticas de contratación de personal para llenar las plazas de trabajo directo e indirecto, fundamentándose en la legislación laboral y de seguridad social, así como en los usos y costumbres de cada región³⁷.

La política laboral incluye un programa de comunidades para la generación de empleo, el seguimiento a las subcontratistas para que cumplan sus ofrecimientos como empleadores y la ejecución de planes de capacitación y desarrollo personal. Bajo estos parámetros, hasta el 27 de enero de 2002, se habían incorporado al proyecto 4158 personas de las 7.300 anunciadas para trabajar en OCP Ecuador S.A., Techint y las subcontratistas. Del personal contratado, el 94% eran ecuatorianos, siendo 370 de ellos de nivel calificado y los 3.127 restantes semi y poco calificados. Entre estos últimos se encontraban: 951 ayudantes, 337 operadores, 278 choferes, 273 obreros, 220 soldadores y esmeriladores, 152 guardias, 74 auxiliares, 72 cadeneros y 67 anotadores y apuntadores.³⁸

De la mano de obra nacional contratada por Techint, el 27% (937 personas) laboraban en el Tramo I (Lago Agrio - Santa Rosa de Quijos); el 19% (677 personas) en el Tramo II, donde se levantan las Estaciones de Bombeo Sardinas y Páramos; otro 19% (673 personas) en el Tramo III (Papallacta - Mindo); y, el 35% (1210 personas) en el Tramo IV (Mindo - Esmeraldas) donde se instala el Terminal Marítimo de OCP en Balao.

En la realización de la obra ya han surgido algunos contratiempos de tipo laboral. La primera quincena de diciembre de 2001 fueron despedidos 131 trabajadores de una subcontratista de Techint que laboraban en la estación Amazonas, por reclamar mejoras en las condiciones de trabajo³⁹. Así mismo, a mediados de febrero de 2002, se paralizaron 715 trabajadores de otra subcontratista en Esmeraldas para exigir el cumplimiento de 15 peticiones, entre las que se encontraban la estabilidad laboral durante la ejecución de la obra y la fijación de un salario mínimo acorde con la actividad y el rendimiento⁴⁰.

Si bien estos problemas han sido solucionados en corto tiempo, siempre ha quedado flotando la expectativa acerca del cumplimiento del número de contrataciones que se harán en el futuro, pues, al poner en práctica la loable política de garantizar la estabilidad de los trabajadores mientras dure la construcción del oleoducto, la empresa Techint no podrá hacer realidad la singular modalidad que tenía prevista de “Aplicar un sistema de rotación para aumentar el número de vacantes”⁴¹.

De otro lado, siendo la gran mayoría del personal de los lugares de influencia de la obra, tampoco habría el factor multiplicador de 10 que hacía estimar que los empleos indirectos ascenderían a 50.000, por la infraestructura de servicios que se requería para atender al personal contratado por Techint (4.500 personas) y OCP (300 personas), o a 70.000 si se consideraba también al personal de las subcontratistas (2.500 personas), pues la mayoría de este recurso humano no requeriría de tales servicios de hotelería, transporte, alimentación, etc., porque ya dispondría de ellos al ser residente de los lugares donde se realizan los trabajos.

En cuanto a la participación de las empresas nacionales, que se habían forjado grandes esperanzas con la ejecución de este proyecto, a los pocos días de haberse firmado el contrato, la asociación de empresas de servicios petroleros, ASEMSER, hizo pública su preocupación porque la oportunidad de la mano de obra ecuatoriana en la construcción del OCP sería menor a la promocionada ya que se traería a gran parte de personal técnico desde países vecinos como Perú y Colombia bajo un supuesto déficit laboral. Esta asociación fundamentaba su denuncia en el hecho de que la constructora Techint y sus asociados no habían dado respuesta alguna a los ofrecimientos de servicios de sus miembros⁴².

Así mismo, durante el mes de junio de 2001, la pequeña industria hizo presente que la constructora Techint no había formalizado ningún contrato, pese a que varias empresas ya habían presentado las respectivas cotizaciones en forma detallada. En otros casos reclamaban porque la constructora no estaba cumpliendo con el ofrecimiento de hacerles conocer sus necesidades para poder atenderlas con su producción sino que, por el contrario, se les estaba exigiendo que presenten requisitos tales como descripción de máquinas, instrumentos de medición, laboratorios externos, personal, asesores, balances generales de los últimos tres años, que según los pequeños industriales el 99% de sus socios no estaban en capacidad de cumplir⁴³.

Ante esta situación, OCP Ecuador S.A. aclaró que de acuerdo con la cláusula 8.4 del contrato se debe dar preferencia a la adquisición de bienes y servicios ecuatorianos en la medida que estos se ofrezcan en igualdad de condiciones que los extranjeros⁴⁴. Por su parte, el Ministro de Energía y Minas, mediante Acuerdo N° 169 de 27 de julio de 2001, conformó una Comisión Interinstitucional, con representantes de su portafolio, del Ministerio de Comercio Exterior y de la Federación Nacional de Cámaras de Industriales y, como invitado, un representante de la OCP Ecuador S.A. con el objetivo fundamental de que se utilice la ingeniería, bienes y servicios de origen nacional en la construcción del nuevo oleoducto.

Como resultado de estas acciones, hasta octubre de 2001, de los 1.400 equipos y maquinarias, (tractores, camionetas, winchas, grúas, retroexcavadoras) el 25% eran de inversión local y el 30% eran alquilados dentro del país, el resto eran de Techint (40%), de inversión extranjera (1%) o alquilados en el extranjero (9%)⁴⁵. Además, hasta febrero de 2002, se habían suscrito 3250 contratos con compañías nacionales para la ejecución de actividades relacionadas con la construcción de pilotes, movimientos de suelos, provisión de pinturas y cemento, servicios de transporte, entrega de pinturas de polietileno para la instalación de fibra óptica, tubería para transporte de crudo a los tanques de almacenamiento, entre otros⁴⁶.

6.2.5 Las obras de compensación comunitarias

La cláusula 9.3. : Estudio de Impacto Ambiental, establece en su literal c que este estudio se desarrollará de acuerdo con los Términos de Referencia incluidos como Anexo IV del contrato. Este anexo, a su vez, contempla en el numeral 7.3 un Programa de Relaciones Comunitarias, en el que la empresa incluyó las estrategias de coordinación con la población y las políticas empresariales hacia la comunidad.

Parte importante de este programa son las obras de compensación comunitaria que se realizarán en los 11 cantones por los que atravesará el oleoducto y en cuyos municipios la OCP Ecuador S.A. debe obtener los permisos para ocupar rutas secundarias y autorizaciones para conexiones eléctricas. Estos cantones son: Lago Agrio, Cascales, Gonzalo Pizarro, El Chaco, Quijos, Quito, San Miguel de los Bancos, Pedro Vicente Maldonado, Puerto Quito, Quinindé y Esmeraldas.

Según OCP Ecuador S.A., para cumplir con las comunidades ubicadas a lo largo de la ruta del oleoducto “...diseñó un Plan de Relaciones Comunitarias (PRC) que toma en cuenta los pronunciamientos de las autoridades del Estado, autoridades seccionales y especialmente de la comunidad⁴⁷. Con respecto a este último agente, la empresa ha recogido los pronunciamientos de la población a través de talleres de consulta, centros de información y presentaciones públicas, para desarrollar cuatro ejes de acción: 1) Información y Comunicación, 2) Coordinación Institucional y Comunitaria, 3) Capacitación y Asistencia Técnica, y 4) Apoyo al Desarrollo Social.

Sin embargo, aunque el diseño del programa aparece bien concebido, los resultados de la labor desarrollada no arrojan un balance positivo a los ojos de la opinión pública. En primer lugar, los municipios de los 11 cantones por los que atraviesa el oleoducto están claramente diferenciados en su forma de evaluar los impactos y beneficios del oleoducto en sus respectivas jurisdicciones y en sus relaciones con la empresa responsable de su ejecución. Esto se puso en evidencia el ocho de junio de 2001 cuando apareció en la prensa del país un remitido firmado por ocho “Alcaldes de la Ruta del Oleoducto” apoyando la variante norte para la construcción del OCP⁴⁸. Los alcaldes que no firmaron este apoyo son los de los cantones ubicados en los puntos más críticos del trayecto del oleoducto: Lago Agrio, donde empieza la obra y se encuentran los tanques de recolección de crudo para iniciar el bombeo; Quito, por donde el oleoducto atraviesa un tramo de 103 kilómetros; y, Esmeraldas, puerto de llegada del crudo y donde se almacenará en volúmenes considerables para su exportación y/o industrialización.

En segundo lugar, al interior de ciertos municipios no se ha logrado un consenso para el desarrollo del proyecto y la realización de obras de compensación comunitaria. Esto ha ocasionado problemas de índole político que, por su naturaleza, han afectado la imagen de la empresa y han generado demoras en el avance de los trabajos; tal es el caso de Lago Agrio, donde, desde junio de 2001, se declaró la oposición a la construcción a la estación de bombeo Amazonas, tanto por el impacto ambiental como por el riesgo que correrían los pobladores del Barrio Buenavista ubicado muy cerca del sitio donde se construye la estación. La empresa OCP optó por una salida no consensuada y firmó un convenio con 5 de los concejales, ignorando al Alcalde del cantón, lo que en vez de solucionar el problema lo agravó, pues para noviembre la inconformidad ya se había extendido a otros tres municipios de la Amazonía: Gonzalo Pizarro, El Chaco y Quijos, y, entre febrero y marzo de 2002, el paro en esa región se generalizó cobrando protagonismo otra vez el Municipio de Lago Agrio, cuyo Alcalde exigió, entonces, que la empresa OCP firme acuerdos adicionales de obras de compensación comunitaria⁴⁹.

Otro problema de magnitud que ha tenido que afrontar el proyecto del OCP es el paso por el bosque protector de Mindo. Según la información publicada, los habitantes de ese sector del noroccidente de Pichincha se oponen a que en la cresta más alta del cerro Guarumos, denominada Cuchilla y que está dentro del bosque de Mindo, se instale la tubería del OCP pues, para ello, tendrían que destruir el bosque y hacer desaparecer la cresta de la montaña que no tiene más de un metro de ancho, cuando la tubería tiene 80 centímetros de diámetro y necesita asentarse en un ancho de vía de por lo menos 8 metros⁵⁰.

A la defensa de este bosque protector se han unido grupos ecologistas ecuatorianos, como Acción Ecológica, y del extranjero, como Greenpace, a más de una gran cantidad de viajeros y estudiantes de diversos países (Finlandia, Francia, Cánadá, Estados Unidos, entre otros), quienes se han instalado en carpas y camas colgantes en los árboles y han logrado que la opinión pública internacional se interese por los problemas que ocasionaría el oleoducto, ya no únicamente en la zona de Mindo, sino a lo largo de toda la selva amazónica, donde luego de 30 años de explotación petrolera se han destruido alrededor de 2 millones de hectáreas y se prevé que con la construcción del OCP se afecte un millón más⁵¹.

En conocimiento de estos antecedentes, el banco alemán que ha concedido un préstamo de US $ 900 millones para el proyecto, el Westdeutsche Landesbank, y el propio gobierno de Alemania, han programado visitas de sus funcionarios al Ecuador para verificar la realidad de las denuncias y analizar en qué condiciones se está desarrollando la obra por ellos financiadas.

Así mismo, el gobierno ecuatoriano reaccionó positivamente ante la magnitud de los hechos y el 5 de marzo publicó en el Registro Oficial una Resolución del Ministerio del Ambiente que suspende temporalmente la licencia ambiental otorgada el 7 de julio de 2001 para el tramo ubicado en el kilómetro 282 en el sector de Guarumos, dentro del bosque protector de Mindo.

6.3 Aspectos Legales

Los aspectos legales relacionados con la construcción de un nuevo oleoducto, tienen su origen en el año 1993, cuando se emitió la Ley 44 modificatoria de la Ley de Hidrocarburos con el propósito de liberalizar las áreas de transporte, industrialización, almacenamiento y comercialización de hidrocarburos⁵². En el área de transporte, la reforma introducida al Art. 3 de la Ley de Hidrocarburos, permitió que la empresa privada pueda, desde entonces, realizar directamente esta actividad; sin embargo, en la práctica no se pudo concretar ningún proyecto de construcción de ductos porque hacían falta algunas precisiones en el texto legal.

Esto motivó a que el 11 de marzo de 1999 se celebre un “Memorandum de Entendimiento para la Construcción de un Oleoducto Privado entre el Gobierno de la República del Ecuador y Arco Oriente Inc., City Investing Company Ltd., Occidental del Ecuador Inc., Oryx Ecuador Energy Company e YPF Ecuador Inc.”. El Gobierno Nacional estuvo representado por el Ministro de Energía y Minas, y, las empresas petroleras por sus respectivos Gerentes en el Ecuador. De acuerdo con la cláusula sexta de este memorandum, el Gobierno se comprometió a obtener la reforma de las disposiciones legales para permitir que tanto los convenios como las tarifas de transporte sean establecidas exclusivamente de mutuo acuerdo entre cada usuario y las compañías. Para el caso de PETROECUADOR, este ente estatal debía firmar acuerdos con esas empresas para el transporte y comercialización de su participación en cada área contratada.

El texto original de la cláusula sexta incluía, también, un párrafo que decía textualmente: “El Gobierno ratifica y garantiza que de conformidad con las disposiciones actualmente vigentes en el Ecuador la tarifa de transporte a través del proyecto no causa ni causará el pago directo ni indirecto del IVA.” ; pero el mismo día de la firma del memorando se suscribió otro “Acuerdo de Entendimiento” según el cual las compañías decidieron retirar el pedido de exoneración del IVA “...en consideración a la crítica situación económica del país.”.

Aproximadamente un año después, el 13 de marzo de 2000, se promulgó la Ley 2000-4 para la transformación económica del Ecuador que reformó los artículos 3, 62 y 64 de la Ley de Hidrocarburos. Su objetivo principal fue aclarar que las actividades liberalizadas con la Ley 44 podían ser realizadas tanto por PETROECUADOR como por empresas privadas nacionales o extranjeras, legalmente establecidas en el país, pero siempre que asuman la responsabilidad y riesgos exclusivos de su inversión y sin comprometer recursos públicos. Para el efecto, debían firmar un contrato con el Ministerio de Energía y Minas, negociar con los usuarios los convenios de operación y las tarifas de transporte que les permita obtener el retorno de las inversiones y gastos, así como una utilidad razonable, y, una vez que se haya amortizado la inversión, transferir al Estado ecuatoriano todas las acciones que hayan emitido y todos los bienes que hayan adquirido para la ejecución de los respectivos contratos.

Días después, el 31 de marzo de 2000, se promulgó la Ley 2000-10 que en su artículo 7 modificó a la Ley 2000-4 sustituyendo el último inciso del Art. 46 a efectos de que en todo contrato de ductos privados consten la metodología y los plazos de amortización de las inversiones.

Una vez introducidas estas modificaciones en la Ley de hidrocarburos, el Ejecutivo dictó el reglamento para la construcción y operación de ductos privados, el 19 de julio de 2000, lo que posibilitó que un día después el Ministro de Energía y Minas invite a través de una cadena nacional de televisión a las empresas nacionales y extranjeras a que presenten sus solicitudes al Estado ecuatoriano para obtener la autorización de construir el OCP.

Una de las primeras observaciones que recibió este proceso fue el hecho de que las reformas introducidas a la Ley de Hidrocarburos hayan tenido su origen en el memorandum de entendimiento firmado por el Gobierno Nacional y las compañías privadas que explotaban crudo en la amazonía el 11 de marzo de 1999, debido a que una vez culminado el proceso, que fue público y abierto a toda empresa privada interesada, se tuvo como resultado que el contrato de construcción se lo firmó con un consorcio formado básicamente por las mismas compañías que habían suscrito el memorando de entendimiento de marzo de 1999, siendo la única novedad de que en este consorcio apareció la empresa constructora Techint que ya en 1996 había presentado, conjuntamente con Tripetrol del grupo Peñafiel, una solicitud para construir por su cuenta y riesgo un nuevo sistema de transporte de petróleo, y, que meses después, en el mismo año pero con diferente gobierno, había entregado otra propuesta de construcción formando parte de otro consorcio constituido con Odebrecht, Enron y Williams Brothers.

Luego de la firma del contrato, las principales puntualizaciones de tipo legal que se han hecho pueden resumirse en las siguientes:

6.3.1 Facultad para concentrar actividades

Como ya se vio en la sección 6.2 de este estudio, el texto del contrato facilita que las compañías que conforman OCP Ecuador S.A. concentren actividades relacionadas tanto con el transporte de crudos de calidad inferior a 24°API como con la exploración y explotación de petróleo, al tener la potestad de aceptar o no la producción de otras empresas para que sea evacuada a través de su oleoducto. De hacerse efectiva esta concentración de actividades se originaría una especie de monopolio al margen de lo que establece el Art. 244, numeral 3, de la Constitución, que manda al Estado a promover el desarrollo de las actividades competitivas y, consecuentemente, a sancionar las prácticas monopólicas y otras que las impidan o distorsionen. Así mismo, se contravendría el Art. 249, segundo inciso, que establece que los servicios públicos, prestados bajo el control y regulación del Estado, deben responder a principios de universalidad, accesibilidad y continuidad.

6.3.2 Plazo de amortización de las inversiones

Este es un aspecto que ha merecido un análisis particular. De cuerdo con el artículo 3 de la Ley de Hidrocarburos, reformado por las leyes 2000-4 y 2000-10, OCP Ecuador S.A. debiera transferir las acciones que haya emitido y los bienes adquiridos para la construcción del OCP, una vez que amortice totalmente la inversión. Para el efecto en el contrato debió constar la metodología y los plazos de amortización de tales inversiones.

Cuando se revisa el contrato, en sus cláusulas 4 y 5.2, literal c, se encuentra que las inversiones relativas a los bienes del oleoducto se amortizarán “...linealmente durante los veinte años inmediatos siguientes a la fecha de inicio del Período de Operación y sus extensiones...”. Esto ha hecho que se de por descontado que el período de operación del oleoducto por parte del consorcio constructor será necesariamente de 20 años; sin embargo, no se estaría considerando que si la amortización se produjere mucho antes de ese lapso, la Ley obliga a que se realice en ese momento la transferencia de las acciones y de los bienes del oleoducto.

De otro lado, desde el punto de vista matemático, el plazo de amortización va a ser directamente proporcional al monto total de las inversiones efectuadas e inversamente proporcional a las tarifas de transporte que se fijen para los diferentes usuarios. El monto de las inversiones se conocerá cuando se termine la construcción en el primer semestre del año 2003, luego de la fiscalización permanente y de la auditoría de costos de la construcción del oleoducto contempladas en el Art. 3 de la Ley de Hidrocarburos y en la cláusula 9 del contrato; por lo tanto, el plazo será una variable dependiente de las tarifas de transporte que, si bien son fijadas libremente entre la OCP Ecuador S.A. y los usuarios, deben ser registradas y analizadas periódica y exhaustivamente por parte del Ministerio de Energía y Minas para asegurar que la transferencia de las acciones y de los bienes del oleoducto de crudos pesados se produzca una vez que se amortice la inversión como rezan las disposiciones legales, dentro de un plazo máximo de 20 años más las posibles extensiones que justificadamente acuerden las partes.

Sobre este aspecto, es de interés anotar que un cálculo efectuado por un conocido analista petrolero⁵³, considerando las inversiones de US $ 1.100 millones que se han anunciado, y una alícuota normal de amortización de US $ 1.26 por barril, ha indicado que bastarían “...transportar 110 millones de barriles por año para recuperar todo lo gastado en aproximadamente nueve años”. Esto debiera servir de referencia para la correcta aplicación de las leyes y el contrato, pues, caso contrario, como indica el mismo analista, en los once años restantes “...quedará un remanente de US $ 1.26 (por barril), un ingreso adicional para OCP.”

6.3.3 Tarifas diferenciadas

El artículo 249, segundo inciso, de la Constitución determina que el Estado velará porque los precios o tarifas de los servicios públicos prestados bajo su control y regulación sean equitativos.

En el transporte de hidrocarburos por ductos, la equidad está dada básicamente por la distancia, la calidad del hidrocarburo a transportar y por el tiempo del contrato para la utilización del servicio. Así, en el caso del oleoducto de crudos pesados, se explica que los usuarios de los tramos uno y dos (Lago Agrio-Balao) tengan una tarifa superior a quienes usan el tramo dos únicamente (Baeza-Lago Agrio); también que quienes transporten crudos más pesados paguen más que los que transportan un crudo de mejor calidad; y, que los que utilicen el OCP ocasionalmente también tengan un recargo en las tarifas por las operaciones adicionales, periódicas o eventuales, que habría que realizar por el manejo de su petróleo. Esto es lo que se estipula en la cláusula 7.7 del contrato.

Lo que no es comprensible es que hayan usuarios que tengan que pagar una tarifa superior a las que pagarán las compañías productoras que integran el Consorcio OCP y PETROECUADOR aunque tengan condiciones similares de distancia a transportar, volumen y calidad de crudo y tiempo de contrato, según lo establece la cláusula 7.6. Esta situación se analizó con amplitud en las secciones 4.4 y 6.2 de este estudio, donde se pudo apreciar que los usuarios de las capacidades de Acceso Abierto y Liberadas pagarán una tarifa mayor que los usuarios iniciales, y que el Estado se va a beneficiar, participando conjuntamente con los integrantes del consorcio OCP Ecuador S.A., de esa diferencia en las tarifas.

Aparte del desequilibrio económico que generará en la operación de otras empresas que se dediquen a la exploración y explotación de petróleo en la amazonía, resulta evidente que este régimen tarifario no se sujeta a la equidad que dispone el Art. 249 de la Constitución, ni a la prohibición de otorgar privilegios o tarifas preferenciales establecida en el Art. 67 de la Ley de Hidrocarburos.

6.3.4 Declaratoria de Utilidad Pública y Expropiación

Las modificaciones que se hicieron a la Ley de Hidrocarburos para viabilizar la construcción del oleoducto de crudos pesados por parte de la empresa privada dejaron en claro que la figura legal para esta obra “...no se trata de un contrato de concesión, sino una modalidad de delegación de la prestación de un servicio público.”⁵⁴, y, también, que “...no se trata de un proyecto mediante el cual la Empresa Estatal encarga la construcción y operación de un ducto a la empresa privada, bajo la modalidad de contratación prevista en la alternativa primera antes mencionada⁵⁵, caso en el cual si procede la fiscalización porque bajo esa modalidad si están involucrados recursos públicos”⁵⁶.

Bajo estos criterios, el proyecto se manejó con completa independencia y en forma directa por el Ministerio de Energía y Minas, sin la participación de PETROECUADOR. No obstante, ya se ha visto como en las cláusulas relacionadas con las capacidades de transporte y las tarifas se alude a la empresa estatal, y, en otras inclusive se ha contraído obligaciones para que ésta las cumpla como es el caso de las cláusulas 8.1 y 8.2.

Un ejemplo de esta especie de incongruencia se tiene en la declaratoria de utilidad pública y la expropiación de terrenos y otros bienes inmuebles. Sobre este aspecto, el Art.17 del Reglamento para la Construcción y Operación de Ductos Principales Privados (Decreto N° 592 de julio 19 de 2000) establece lo siguiente:

“Art. 17.- UTILIDAD PUBLICA: De acuerdo con los artículos 4 y 91 de la Ley de Hidrocarburos, la empresa solicitante podrá solicitar al Ministerio de Energía y Minas la declaratoria de utilidad pública y la expropiación a favor de ella de terrenos u otros bienes inmuebles, o construir servidumbres, que fuesen indispensables para la construcción y operación del ducto. Todos los gastos y pagos que deban efectuarse para estos fines correrán por cuenta de las empresas interesadas.”.

Como puede apreciarse, el texto de este artículo del reglamento, que dice fundamentarse en los artículos 4 y 91 de la Ley de Hidrocarburos, determina que las declaratorias de utilidad pública y las expropiaciones pueden hacerse a favor de las empresas solicitantes; sin embargo, cuando se analiza los artículos indicados se encuentra que estos no han sido modificados por las leyes 44 y posteriores, ni tampoco por las leyes 2000-4 y 2000-10 que se emitieron para, entre otras cosas, viabilizar la construcción de los ductos privados, por lo que siguen guardando coherencia y aplicabilidad para el caso en que sea PETROECUADOR la que opere por sí misma o a través de contratistas. En efecto, el Art. 91, en forma específica indica que las expropiaciones se harán únicamente a favor de la empresa estatal, y que ésta puede ceder, luego, el uso de los bienes a la empresa interesada.

Esta evidente contraposición entre el Reglamento y la Ley de Hidrocarburos no influyó en la redacción de la cláusula 8.1 del contrato, que no se sujetó a lo que establece el Art. 17 del primero y acató la disposición del Art. 91 de la segunda. No obstante, esto acentuó las dudas sobre la aplicabilidad de este Art. 91 para el caso de ductos privados, pues, al momento de producirse expropiaciones a favor de PETROECUADOR, los bienes expropiados se convierten en recursos públicos y éstos, de acuerdo con el Art. 3 reformado de la misma Ley de Hidrocarburos, no pueden ser comprometidos por las empresas privadas en el proyecto de construcción del OCP.

6.4 Estabilidad Jurídica y Reformas Contractuales.

Las consideraciones de tipo técnico, legal y económico que se han esbozado en el presente estudio constituyen tan solo algunas referencias que merecen un análisis más profundo y meditado para determinar en qué medida afectan a los intereses del Estado y, eventualmente, los de la misma empresa responsable del proyecto. Es explicable que la delegación de un servicio público de esta naturaleza y que se realiza por primera vez bajo esta modalidad pueda haber sido objeto de acciones u omisiones en el contrato que se aparten o estén en contraposición con la legislación vigente, por lo que debería ser de interés de cada una de las partes detectarlas, emprender en una revisión de su texto y asegurarse, por un lado, que su contenido esté ajustado a la equidad que propugna la Ley y , por otro, que el Estado ecuatoriano vea satisfechos los intereses nacionales como manda el Art. 247 de la Constitución Política vigente.

El mandato del Art. 244 de la Carta Magna, en el sentido de que debe garantizarse el desarrollo de las actividades económicas mediante un orden jurídico que genere confianza, debe ser cumplido tanto por el Estado como por los agentes económicos privados. Al Estado, según este mismo artículo, le corresponde además “Vigilar que las actividades económicas cumplan con la Ley y regularlas y controlarlas en defensa del bien común.”.

Si luego de la revisión del texto de determinadas cláusulas se considera que es necesario introducir algunas precisiones, esto es totalmente factible, pues, la cláusula 18.4 del contrato que trata de las reformas, prevé que el mismo puede ser cambiado, desistido, revocado o modificado, siempre que se lo haga por escrito y con la firma de las dos partes.

REFERENCIAS

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