PETROLEO, ESTADO Y SOCIALISMO SIGLO XXI: EP PETROECUADOR Y LA CONSTRUCCION DEL PROCESO DE INTEGRACION ENERGETICA REGIONAL

CAPÍTULO IV: LA CUESTIÓN DE LA INTEGRACIÓN ENERGÉTICA

La Política del Buen Vivir planteada por el gobierno de Rafael Correa, comenzó a plasmarse a partir de las modificaciones en la Constitución Nacional en el año 2008. Como se expuso en el preámbulo, Ecuador ha sido un país comprometido con la integración latinoamericana, que buscará la soberanía energética (artículo 15), proyectando mejorar la calidad de la inversión pública (artículo 83), generando así, una definición de las políticas públicas aplicadas, específicamente respecto del desarrollo estatal. Se enunció, como se redactara en el Capítulo 1, Sección 1.3 sobre la cuestión constitucional, que las reformas implementadas buscaban garantizar un sistema económico que pueda concretar esta nueva forma de vivir denominada Sumak Kawsay, proclamando y promoviendo la integración entre los países de Latinamérica (artículo 416). En cumplimiento de lo antes descripto, se proyectó la transformación mediante la declaración que los recursos naturales pertenecían al estado con lo cual, Ecuador celebró diferentes convenios de cooperación con Venezuela constituyendo un proceso más amplio entendido como espacio de integración energética. Ambos países han sido identificados con el Socialismo del Siglo XXI y son miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP).

• La conformación del proceso de construcción energética

Los acuerdos de cooperación en materia energética celebrados por Ecuador con Venezuela han respondido a la búsqueda de soluciones respecto de la disponibilidad y distribución de sus recursos petroleros. Tanto disponibilidad como distribución representan asimetrías que evidencian la complejidad de una realidad que ha coadyuvado al acercamiento e interconexión de Ecuador hacia Venezuela, propiciándose de esta manera una complementariedad beneficiosa para ambos países. No obstante, pudieron identificarse asimetrías estructurales en Ecuador y Venezuela, definiéndose como “factores que reflejan la capacidad de las economías para beneficiarse del proceso de integración, tales como el tamaño de la economía, el desarrollo relativo, el acceso a la infraestructura, las condiciones geográficas y la calidad de las instituciones” (Comunidad Andina de Naciones, 2005:8).
ALADI expresó que el término asimetría hace referencia a las diferencias existentes entre países o regiones que forman parte de un conjunto; las cuales se manifiestan y pueden cuantificarse en diferentes variables (ALADI, 2005). Las asimetrías regionales identificadas en Ecuador y en Venezuela han estado vinculadas con la disponibilidad y distribución de los recursos naturales, que han conducido a la búsqueda de la complementariedad interestatal, generando así un proceso más amplio en construcción denominado integración energética. Acorde a la clasificación realizada por Anna Ayuso “la distribución asimétrica de los recursos naturales estratégicos puede ser fuente de complementariedades dentro de un proceso de integración económica y por lo tanto un incentivo que dinamice la asociación” (Ayuso, 2010:140).
La autora antes mencionada subrayó que “será preciso encontrar las vías que equilibren las garantías del acceso a los recursos estratégicos, combinando seguridad en el abastecimiento y beneficios también repartidos en forma equitativa” (Ayuso, 2010:135). Como se enunció en el documento “UNASUR: Un espacio que consolida la integración energética”, mediante la cooperación y la complementación, se producirá “la solidaridad entre los pueblos; el derecho soberano a establecer los criterios que aseguren el desarrollo sustentable en la utilización de los recursos naturales renovables y no renovables…()….el reconocimiento de los estados, la sociedad y las empresas del sector como actores principales del proceso de integración” (Unasur-Olade, 2012:8).
Según la información provista por OLADE, emergieron diferentes características que revelan evidencia fundamental sobre estos dos países (Olade, S/D), considerando la superficie  y población, densidad poblacional, índice de desarrollo; reservas de petróleo, producción diaria y por consiguiente, el volumen disponible para la exportación a nivel internacional. A continuación se indagó brevemente en estas características que han constituído la base para el análisis de las asimetrías de disponibilidad y distribución de los recursos naturales, consideradas como fuentes fundamentales en el proceso de integración energética.

1.1. Asimetrías estatales: Características
Ambos países ofrecen diferentes características, respecto de la superficie por ejemplo Ecuador abarca 283.560km2 contrastando con la de Venezuela de 912.050km2. Por otro lado, la población ecuatoriana asciende a 14.306.876 en tanto que en Venezuela es de 29.043.000 habitantes, influyendo esto sobre la densidad poblacional de 50,45 habitantes por km2 en oposición a 31,84 habitantes por km2 en Venezuela. El Índice de Desarrollo humano en Ecuador es de 89 (Índice de Desarrollo Medio) y en Venezuela de 74 (PNUD, 2007).
Sin embargo, las características fundamentales de estos dos países productores y exportadores de Petróleo, emergieron de las reservas disponibles en ambos países ya que contrastan ampliamente. Según OLADE, se entiende por reservas a las “cantidades totales que disponen los yacimientos de fuentes fósiles y minerales a una fecha dada, dentro del territorio nacional, factibles de explotar al corto mediano o largo plazo. El conocimiento geológico y de ingeniería permite estimar las reservas económicamente extraíbles con una cierta probabilidad” (Garcia, 2011:77). Las reservas comprenden a cuatro tipos: probadas, probables, posibles y remanentes.
Se entiende por reservas probadas “las reservas económicamente extraíbles, de los pozos o yacimientos existentes con la infraestructura y tecnología disponible del país en el momento de la evaluación. Se incluyen esquemas de producción mejorada, con alto grado de certidumbre en yacimientos que han demostrado comportamiento favorable en la explotación. Se miden con estudios exploratorios” (García, 2011:74). En tanto que por reservas probables “son los volúmenes que podrían recuperarse de yacimientos ya descubiertos, con una probabilidad alta, cuando exista un mayor desarrollo de la tecnología de explotación. No cuentan con estudios exploratorios para su medición, pero se estiman por cercanías a otros campos” (García, 2011:74). Las reservas posibles “son los volúmenes que se estima podrían ser extraídos de yacimientos identificados por formaciones conocidas, con bajo nivel de probabilidad, que no cuentan aún con estudios exploratorios” (García, 2011:75).
Conforme la clasificación mencionada, Ecuador posee una situación completamente diferente a Venezuela, que se manifestó al indagar en las reservas de petróleo crudo probadas expresada en millones de barriles, según información extraída de la OPEP (OPEP, 2011:75):
Respecto de las reservas probables de Ecuador, se consideró información provista para el año 2007, por lo cual, parte de la misma ha sufrido modificaciones debido al ritmo de producción y explotación progresivo y conforme al cambio de modalidad de contratos entre las empresas privadas y el estado ecuatoriano, sin embargo, la información sirvió como principio orientador en la interpretación de las asimetrías ecuatorianas y venezolanas analizadas. En este contexto, sobre las reservas probables, podría realizarse una distinción entre los campos pertenecientes a empresas privadas y las públicas, así las primeras rondarían los “169.238.361 bls, de los cuales 166.285.903 bls corresponden a los campos en producción y 2.952.459 bls” (Chiriboga, 2007:41-42) a los campos que no se encuentran produciendo; en tanto que las reservas posibles sumarían un total de 338.266.227 bls. Por otro lado, en Petroecuador podría identificarse reservas remanentes (Chiriboga, 2007)entendiéndose por ellas a la  diferencia de volumen entre la reserva original y la producción acumulada de hidrocarburos en una fecha determinada, que para fines de diciembre del 2006 ascendía a 3.600.256.158 bls.
En tanto que las probables de las Empresas Públicas estarían en el orden de 319.982.727 bls, distribuídas en 274.062.306 bls en campos en producción y 45.920.420 bls en campos fuera de producción, incluyendo los campos ITT 1. Por otro lado, las reservas remanentes totales que resultarían de la suma entre Petroecuador y las compañías privadas (en la región amazónica y el litoral), ascenderían a 4.185.282.883 bls, correspondiente a los campos que actualmente se encuentran en explotación, que representan el 57%, en tanto que los inactivos, equivaldrían al  43%, esto es el 1.791.588.411 bls (Chiriboga, 2007:42). De lo mencionado, se concluye que un cincuenta por ciento de las reservas aproximadamente han sido explotadas, por lo cual, se infiere la importancia de las alianzas entre EP Petroecuador y la gravitación de los aportes venezolanos, en la recuperación de la explotación, y optimización en la producción del petróleo en Ecuador. En tanto que Venezuela, posee un total de reservas probadas (desarrolladas y no desarrolladas) que ascienden a 297.571 millones de bls (Chiriboga, 2007:58).
 Por otro lado, como se mencionó anteriormente, según publicación de “El Petróleo en Ecuador” (EP Petroecuador, 2012a), se entiende por reserva “la cantidad de petróleo existente en el subsuelo del planeta. Su existencia debe ser demostrada geológicamente y ser técnicamente extraíble con los medios disponibles en el momento del cálculo” (EP Petroecuador, 2012a). Según la OPEP, Venezuela es el país con mayor cantidad de reservas con el 24,8% del total mundial (seguido por Arabia, Irán, Irak y Kwait) y según la PDVSA, con “un tiempo de agotamiento de 273 años aproximadamente” (Ministerio del Poder Popular del Petróleo y Minería y PDVSA, 2011:60) , por otro lado, Ecuador es el décimo segundo país, con el 0,6% del total mundial y de acuerdo a los aportes de Alberto Acosta, se tendría un “horizonte petrolero que no llegaría a 30 años” (Acosta, 2011:48).
Por otro lado, del análisis de la capacidad de producción diaria y progresiva de crudo, emergieron otras diferencias entre estos países miembros de la OPEP.
Según la información analizada, se ha revelado que Ecuador ha sufrido una leve reducción en el nivel de producción en el 2009 respecto del 2008, lo cual también  sucedió en Venezuela, ambos países influenciados por la crisis económica internacional del 2008, además que, aprovechando el aumento de la demanda de parte de Europa y China, la OPEP generó la restricción en la oferta de petróleo, lo cual condujo al aumento del precio del barril. A pesar de esto, la capacidad productiva contrasta enormemente si se consideran las diferencias del potencial interestatal.
Por otro lado, se analizó la cantidad de barriles diarios exportados (miles bls diarios) por Ecuador, indicándose los principales destinos de sus exportaciones de petróleo crudo, según información de OPEP para el año 2011 han sido (OPEP, 2012:49):

• 334 bls exportados por día.
• Norteamérica: 207 bls.
• Latinoamérica: 116 bls.
• Asia y Pacífico: 11 bls.
• Europa: no se registraron exportaciones hasta la fecha.

Por otro lado, utilizándose la misma fuente de información, se analizaron las estadísticas correspondientes a Venezuela, cuya exportación ha sido de 1553 barriles por día, indicándose al igual que en Ecuador, principales destinos de exportaciones de petróleo y la cantidad de barriles exportadas por día (OPEP, 2012:49):

• Norteamérica: 419 bls.
• Asia y Pacífico: 323 bls.
• Latinoamérica: 724 bls.
• Europa: 87 bls.

De acuerdo a lo expuesto, se pudo comprender que existe una distribución asimétrica de un gran potencial energético entre Venezuela con PDVSA y Ecuador con EP Petroecuador, que ha incitado a una mayor dinámica y convergencia de acuerdos de cooperación hacia la construcción de la integración energética; tanto en Ecuador como en Venezuela, Estados Unidos es el principal destino de las exportaciones petroleras. En este contexto se consideró de radical importancia que “la reducción de las asimetrías es una condición necesaria para la sostenibilidad y legitimidad de un proceso de integración” (Comunidad Andina de Naciones, 2005:3).
Por otro lado, con información de la OPEP se comparó la capacidad de refinación de Ecuador y Venezuela entre otros países miembros de la OPEP (OPEP, 2012:40), de donde se extrajeron los siguientes datos: Durante el período 2007 al 2011, Ecuador tuvo una capacidad de refinación de 188,4 (miles de bls) 2 en tanto que Venezuela, osciló entre 1034,7 en el 2007; 1027,2 en el año 2008; 981,2 en el año 2009; 987,3 en el 2010; y 1016,2 miles de bls en el año 2011. De la comparación entre ambos países, ha surgido un amplio contraste entre el potencial de refinación de Venezuela respecto de Ecuador, lo cual, sirvió para comprender la alianza entre Petroecuador y PDVSA y la gravitación ulterior de la Refinería el Pacífico-Eloy Alfaro, en el aumento y la optimización de la producción petrolera, que ha sido analizada más adelante.
Como complemento de las características anteriores que constituyeron el marco de análisis para la comprensión de los convenios bilaterales de cooperación en el proceso de integración en construcción, se consideró la relevancia de los datos expresados por la PDVSA, cuya meta proyectada para alcanzar en el año 2012 ha sido de 5.8 millones de barriles diarios. En tanto que el promedio anualizado de extracción de crudo alcanzado en el año 2010 fue de 3.274.000 millones de barriles diarios. Por otro lado, la producción anual ecuatoriana fue de 109.959 miles de barriles en el 2010 y alcanzaría 131.000  en el año 2012, lo cual contrasta ampliamente con la capacidad revelada por Venezuela antes citada. En tanto que de la suma de la producción promedio diario ecuatoriana se arribó a 5825,4 miles de barriles en el año 2010 y 5998,3 en el año 2011 del sector petrolero. (Leer en Capítulo III, Cuadro Nº 12, Sección 4.1).
“Esta distribución asimétrica del potencial energético de la región estimula la búsqueda de complementariedades para la cooperación energética manifiesta en la dinámica de acuerdos bilaterales y multilaterales” (Celi, 2008:162). El sector petrolero ha sido la clave, el principio rector en la integración energética y en tanto que el potencial hidrocarburífero venezolano ha condicionado el espacio de integración suramericano. “El control estatal sobre los recursos energéticos constituye una condición necesaria para la articulación de la política energética de Venezuela con esquemas de cooperación interestatal por su costosa geopolítica petrolera, que contempla la reinversión de parte de su renta petrolera en el posicionamiento regional de su potencial hidrocarburífero mediante inversiones directas, esquemas de financiamiento de proyectos interestatales o concesión de precios preferenciales y crédito energético” (Celi, 2008:163). En este contexto, se comprendió la relación Petroecuador- PDVSA y, considerando la existencia del petróleo ecuatoriano, ha iniciado la construcción de un entramado constituyendo un espacio de integración mediante diferentes acuerdos de cooperación, partiendo de las asimetrías de disponibilidad y distribución de los recursos naturales condicionando las actividades derivadas de la producción y explotación del petróleo.
En consideración de la información antes detallada, Correa acorde a la política orientada hacia la integración y privilegiando socios estratégicos como Venezuela, ha realizado distintos convenios de cooperación, con el objetivo de optimizar la producción del petróleo.

1.2. Acuerdos de Cooperación
Se han celebrado diferentes convenios bilaterales de cooperación en materia energética (Ministerio de Relaciones Exteriores de Ecuador, 2012) principalmente con Venezuela, país miembro de la OPEP. Se indagó en los convenios y memorandos que han sido considerados antecedentes de la formación de la Operadora Río Napo Compañía de Economía Mixta (ORN CEM), Refinería del Pacífico-Eloy Alfaro Compañía de Economía Mixta (RDP CEM) y del Campo Ayacucho 5 desarrollados en el período interpretado y se nombraron los vinculados con el área energética, aunque no hayan sido objeto de investigación, pero que fueron firmados por Correa desde el año 2008. (Ver Anexos).
1.2.1  Antecedentes
Entre ellos se pueden mencionar: Memorando de Entendimiento sobre la cooperación en el sector energético suscripto entre el Ministerio de Energía y Minas de Ecuador y el Ministerio del Poder Popular de Energía y Petróleo de la República Bolivariana de Venezuela (de ahora en más, Venezuela; convenio bilateral firmado el 30 de Mayo del 2006, vigente hasta el momento), cuyo objetivo consistió en el canje de petróleo por derivados.
-Memorando de Entendimiento sobre la cooperación en el sector energético entre el Ministerio de Energía y Minas de la República del Ecuador y el Ministerio del Poder Popular de Energía y Petróleo de Venezuela para la cooperación en el área de refinación, suscripto el 16 de Enero 2007, vigente a la actualidad. Se ratificó la decisión anterior firmada en Mayo del 2006. (Ver Anexos).
-Mayo 2008, se decidió la ampliación del convenio antes citado de crudo por derivados, en el que ambas empresas podrán intercambiar petróleo y otros hidrocarburos en un volumen de hasta 100.000 barriles diarios. La canasta de derivados se limitaba a diesel, diesel premium, nafta de alto voltaje, fuel oil, asfalto, gas licuado de petróleo. Se estipuló como referencia para el pago, el valor considerado del crudo competidor o el valor comercial del crudo ecuatoriano.
-Acuerdo para la instrumentación de la cooperación en el sector energético entre el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo de Venezuela y el Ministerio de Energía y Minas de Ecuador, para la Explotación Campo Ayacucho 5 (firmado el 17 de Abril 2007, acuerdo bilateral vigente), con el cual se estableció que las empresas Petroecuador y PDVSA iniciarían estudios de factibilidad sobre la exploración y desarrollo del Campo Ayacucho 5 de Faja Petrolífera del Orinoco (en el Oriente Venezolano) (Petroleum World, S/D) (Leer Anexos). Además se comprometieron a explorar y explotar crudos pesados en el bloque ITT de Ecuador, como la optimización y producción de campos maduros operados por Petroecuador, con la participación de PDVSA en estudios y diagnósticos sobre la Refinería Esmeraldas, La Libertad y Complejo Shushufindi.(Ver Anexos Página).          
-Refinería del Pacífico (Julio 2008) se firmó Convenio entre Petroecuador y PDVSA, (con un 51% y 49% del paquete accionario) para construir la refinería que costará unos 5000 millones de dólares con una capacidad para refinar de 300.000 barriles diarios de petróleo, generando de esta manera una disminución de importaciones del país. El proyecto en ejecución se implementará en el sector manabita de El Aromo. Este convenio entre ambas empresas ha sido considerado como un avance en la integración energética, lo cual fue expresado por los dos representantes de las empresas intervinientes, el presidente de Petroecuador Luis Jaramillo Arias y José Ramón Arias por PDVSA (OIL PRODUCTION NET). Se firmó este acuerdo en virtud del Memorando de Entendimiento entre PDVSA y Petroecuador que fuera ratificado previamente con la firma del proyecto relativo al Complejo de Refinación en la costa del Pacífico de Ecuador, el 09 de Agosto del 2007 (Memorando bilateral vigente hasta la fecha) y el Memorando firmado entre ambas empresas que preveía la constitución de una empresa mixta bajo la figura de alianza estratégica para la construcción del complejo refinador en el Pacífico ecuatoriano (de fecha 07 de Enero 2008).(Ver Anexos).
-Empresa Mixta Río Napo- Julio 2008, se conformó la empresa mediante convenio entre Petroecuador con una participación accionaria del 70% y del 30% de PDVSA Ecuador SA. Ambas suscribieron un contrato de servicios con Petroproducción filial de Petroecuador, para administrar, incrementar la producción, desarrollo, optimización, mejoramiento integral y explotación del Campo Sacha en la región amazónica ubicada a 300 km de Quito. (En virtud del Memorando de Entendimiento entre Petróleos de Venezuela y Petroecuador, para la rehabilitación del Campo Sacha, de fecha 09 de Agosto 2007, acuerdo bilateral vigente a la actualidad) (Ver Anexos Página).
-Año 2010, se firmó el Acuerdo de Cooperación sobre la Prestación del Servicio de Perforación y Complementación, con una vigencia de 2 años y se culminó la actividad de perforación con la empresa estatal ecuatoriana Petroproducción y la perforación del Pozo Puná, se perforaron 9 pozos, que contribuyeron a la producción del Campo Sacha (Oil Production Net).
-Memorando de Entendimiento entre PDVSA y Petroecuador, para la participación de EP Petroecuador como socio en la Empresa Mixta Petrolera VENPERSA S.A del 07 de Junio 2011 (Memorando interinstitucional vigente a la fecha).
A continuación se indagó en los convenios que dieron lugar a la formación de la ORN CEM en el campo Sacha, la Refinería RDP CEM y a la explotación en el Campo Ayacucho 5 la Faja de Orinoco, considerados indicadores de la formación de este proceso de integración energética.

1.2.2  Operadora Río Napo Compañía de Economía Mixta (ORN CEM)
Se conformó con el objetivo de explotar el campo Sacha3 (Fontaine, 2003:16), definida como una empresa de economía mixta surgió “al amparo de los acuerdos binacionales entre la República de Ecuador y la República Bolivariana de Venezuela” (ORN, 2012a). El Directorio de Petroecuador mediante Resolución Nº 67 del 15 de Julio 2008 dispuso la constitución de operaciones  Río Napo Compañía de Economía Mixta entre Petroecuador y PDVSA Venezuela.
Mediante Escritura Pública celebrada el 25-08-2008 se constituyó la empresa de “Operaciones Río Napo Compañía de Economía Mixta” (ORN, 2012a) con una participación accionaria del 70% de Petroecuador y el 30% restante de PDVSA. La escritura fue inscripta en el Registro Mercantil y en la Dirección Nacional de Hidrocarburos el 11-09-2008.
Los acuerdos celebrados que sirvieron al sustento de la formación de Operadora Río Napo CEM son:

• Convenio de Alianza Estratégica celebrado el 29-06-2006 entre Petroecuador y Petróleo de Venezuela PDVSA, “para el desarrollo de la Empresa Estatal de actividades económicas de interés mutuo en exploración, explotación, transporte y almacenamiento, refinación, comercialización, servicios petroleros y capacitación” (ORN, 2012a).
• Acuerdo sobre la cooperación en el sector estratégico del 16-01-2007, entre Venezuela y Ecuador, “que establecía entre la modalidad de cooperación, la conformación de empresas mixtas entre PDVSA y Petroecuador, para el desarrollo de proyectos de exploración, producción, refinación, optimización de procesos, cadenas de distribución, procesamiento, industrialización, almacenamiento y comercialización de hidrocarburos” (ORN, 2012a).
• Acuerdo de Cooperación Energética, celebrado el 17-04-2007, entre el Ministerio de Minas y Petróleos de Ecuador y el Ministerio Popular para la Energía y el Petróleo de Venezuela.
• Memorando de Entendimiento del 09-08-2007 celebrado entre Petróleos de Venezuela PDVSA y la Empresa Estatal de Petróleo Petroecuador, “mediante el cual se acordó realizar en forma conjunta un proyecto de rehabilitación y modernización integral de las instalaciones, optimización de la producción y recuperación mejorada de petróleos para incrementar la producción del campo Sacha en el Oriente Ecuatoriano.

Por los acuerdos mencionados, se constituyó la ORN CEM; en Enero 2009, se codificaron los estatutos sociales de la empresa de economía mixta, estableciéndose que se “dedicará al desarrollo de actividades en todas o cualquiera de las fases de la industria petrolera” (ORN, 2012a). Según Informe del Banco Central del Ecuador, el campo Sacha pasa a ser operado por Operadora Río Napo desde el 03 de Noviembre 2009.
La estrategia central estipulada ha sido incrementar la producción del campo Sacha 4 al igual que sus reservas y dentro de sus actividades principales se destacaron: la geofísica, geología, sísmica y de perforación, exploratoria de avanzada y de desarrollo; complementación de pozos, reacondicionamientos, producción de hidrocarburos, con proyección ambiental y almacenamiento (ORN, 2012b).
Según la opinión de Fernando Villavicencio Valencia, la política petrolera de Rafael Correa consistió en “la ruptura con el Norte (USA), privilegiando a sus aliados ideológicos: Venezuela, China y otros de las BRIC (Brasil, Rusia, India, China)” (Villavicencio Valencia, 2011). Con lo cual, se puede comprender la alianza establecida con Venezuela, pero que ha sido criticada por Villavicencio debido a que, según su opinión “el petróleo se agota y las pocas reservas productivas que aún quedan en manos de Petroecuador, serán transferidas al capital extranjero”. El autor mencionado expuso que para enero 2007 las reservas remanentes de Ecuador eran de 4.185.282.883 bls (incluyendo ITT), en tanto que para Noviembre 2011 han descendido a 3538 millones de barriles. Con lo cual, la producción de petróleo tendría un máximo de duración de 13 años aproximadamente.
Asimismo, Villavicencio reconoció la necesidad de la modernización y de nueva infraestructura en los campos maduros, con lo cual podría inferirse su apoyo a la empresa de economía mixta formada con PDVSA, aunque por otro lado, mencionó el incumplimiento de Venezuela según lo establecido en la normativa. Si bien Petroecuador aportó el 70% con 177.266.560 millones de u$ por otro lado, Venezuela debía aportar 65.654.924, siendo efectivo solamente 41.583.186 millones. Además, como crítica al acuerdo con Venezuela, destacó también que, PDVSA no ha podido responder al contrato de servicios específicos, con lo cual, Correa ha decidido su modificación por un contrato de prestación de servicios. De acuerdo a lo expuesto, Villavicencio que se ha manifestado retiscente a la alianza con Venezuela, (lo cual ha demostrado y expresado en su artículo, entre otros), reconoció la necesidad la incorporación de nueva infraestructura en EP Petroecuador. 5
Para continuar con el análisis sobre los avances que se produjeron mediante el convenio de PDVSA, con los informes de Cifras del Sector Petrolero del Banco Central de Ecuador se realizó un cuadro comparativo de la producción de la Operadora Río Napo CEM y de su producción promedio diario, utilizando la misma información de Cifras del sector petrolero provista por el Banco Central de Ecuador para los años 2010 y 2011 (BCE, a) consideradas fuentes primaria en esta investigación.

Conforme a los datos interpretados, la producción promedio diaria ha disminuido en el año 2011, al igual que el ritmo de la producción mensual no ha superado los 1500 miles de bls diarios, aunque debiera subrayarse que el período interpretado es de muy corta duración para poder evaluar si, mediante la conformación de Petroecuador con PDVSA, se obtendrá un aumento significativo en la producción de petróleo en el campo Sacha.
A pesar de lo antes mencionado, ha sido relevante la contribución a la producción y su aporte hacia EP Petroecuador, como empresa pública que aglutina a todas sus subsidiarias. Como ya se ha enunciado en el Cuadro Nº 4.1 Capítulo III, donde se interpretaron las cifras sobre producción de la Operadora Río Napo, Petroamazonas y Petroproducción, contribuyendo a la producción nacional de EP Petroecuador.
Al igual que la ORN CEM, se abordó el análisis de la Refinería del Pacífico Eloy Alfaro como otro ejemplo de cooperación e instrumento en el articulado hacia la construcción de la integración en materia energética.
1.2.3 Refinería del Pacífico- Eloy Alfaro Compañía de Economía Mixta (RDP CEM) (RDP a)
Mediante Acuerdo Básico de Cooperación Técnica entre Venezuela y Ecuador de fecha 28-04-2007, ambos países se comprometieron a “promover de conformidad con sus respectivas legislaciones internas, la cooperación horizontal en las áreas de interés común” (RDP, 2012c).
En el mes de Junio del 2007 se ratificó el acuerdo anterior resolviendo “la ejecución de un proyecto para la construcción de una refinería de petróleo en la provincia de Manabí, mediante alianza estratégica con PDVSA y de ser conveniente con otras empresas petroleras” (RDP, 2012c).
Durante agosto del 2007 se suscribió el Memorando de Entendimiento entre PDVSA y Petroecuador relativo al proyecto de Refinación de la Costa del Pacífico. Según se enunció en la página de internet de la refinería estudiada, en Enero 2008 se suscribió el Memorando entre Petróleos de Venezuela y Petróleos de Ecuador para la constitución de una empresa mixta bajo la figura de alianza estratégica para el nuevo complejo refinador en el Pacífico Ecuatoriano.
Para Febrero del 2008 el directorio de Petroecuador autorizó a Petroecuador la constitución de una empresa de economía mixta. Hacia Mayo del 2008 se conformó en actas la constitución de la empresa con nacionalidad ecuatoriana con distrito en Quito, siendo sus accionistas Petroecuador con el 51% y PDVSA Ecuador con el 49%. En Julio del 2008 se suscribió la escritura pública, inscribiéndose en el registro mercantil hacia fines de ese mes.
La Refinería del Pacífico RDP Compañía de Economía Mixta cambió su denominación a Refinería del Pacífico Eloy Alfaro Compañía de Economía Mixta, inscribiéndose como tal en diciembre del año 2008.
El objetivo de la empresa estipulado ha sido “gestionar el diseño, construcción y operación de la Refinería del Pacífico Eloy Alfaro RDP, bajo “estándares internacionales de calidad, conforme al marco legal y de políticas nacionales” (RDP, 2012d), proyectando su presentación hacia el 2016 como un complejo refinador y petroquímico con un alcance de 300 MBD (Miles de bls diarios de capacidad), a través de la alianza estratégica establecida con Venezuela.
El objetivo final ha sido satisfacer “la demanda de combustibles del mercado ecuatoriano y exportar los excedentes disponibles a mercados de la sub región y otros mercados estratégicos, así como responder a la demanda de petroquímicos básicos, ahorrando al país cerca de u$ 3.000 millones al año al evitar la importación de combustibles y otros derivados” (RDP, 2012d). Por lo cual, se expuso en la página de internet correspondiente a la Refinería, que:
“El principal objetivo de la Refinería del Pacífico (RDP) se basa en el respeto y cumplimiento de los estándares exigidos en la legislación, normativas y reglamentación ambiental vigente, con el fin de contribuir a la Conservación del Medio Ambiente y Protección de la Biodiversidad” (RDP, 2012d), como se ha analizado en la Constitución reformada en el 2008. Con el compromiso de “Emprender con iniciativa el proceso para la realización de los estudios y construcción de la Refinería del Pacífico, con el fin de transformar (refinar) el petróleo y satisfacer la demanda en calidad y cantidad de sus derivados al País, con un enfoque que integre de manera consciente la conservación y protección del medio ambiente” (RDP, S/D).
Al respecto habría que considerar la información analizada en los cuadros donde se mencionara que la importación de derivados creció durante el año 2009 registrando 34.755 miles de barriles (Capítulo III, Sección 3.1, CuadroNº 11), paralelamente al aumento de la demanda del consumo interno (75.614 miles de bls), en tanto que en el 2010 fue aún más significativa con 45.552 miles de bls, recién disminuyendo en el año 2011. Por lo cual pudo interpretarse la alianza estratégica del Poder Ejecutivo Ecuatoriano para incentivar la capacidad de refinación de Ecuador mediante el aporte de PDVSA, conforme los datos analizados en el capítulo anterior. Más que relevante es destacar, que según lo mencionado y analizado hasta el momento en el cuadro Nº 7 y 8 (Capítulo III), las refinerías ecuatorianas han bajado su rendimiento en el año 2010, excepto los campos maduros como Shushufindi y Lago Agrio, con lo cual, pudo comprenderse la gravitación presente y futura del funcionamiento de la empresa Refinería del Pacífico para el desarrollo y explotación del petróleo en Ecuador.
Por otra parte, hacia finales de Junio 2010, según se desprende de la información publicada en el portal de la empresa, se han finalizado los estudios de visualización y conceptualización, encontrándose en fase de ejecución otras como ingeniería básica, compra de equipos y materiales (RDP S/D).
Dentro de las acciones emprendidas se han gestionado políticas ambientales destinadas a prevenir y solucionar impactos que se generen en fases de construcción operacional de la refinería como estudios de línea base (biodiversidad, socioeconómico y cultural, oceanografía) y estudios de impacto ambiental.
La ORN CEM y RDP CEM estudiadas hasta el momento, han sido reflejo de la política energética estipulada por el Presidente Correa desde el momento de su ascenso al poder. Como complemento, ha buscado optimizar los recursos petroleros, fomentando una mayor explotación en el Campo Ayacucho 5 en la zona del Orinoco. Esto se infirió de la firma de otro convenio de cooperación bilateral que conjuntamente con los dos anteriores, constituyeron instrumentos en el proceso de construcción de integración energética respondiendo al proyecto programático de Correa, plasmado en la Constitución del año 2008.

1.2.4 Explotación del Campo Ayacucho 5 en la Faja del Orinoco
Se estipuló mediante celebración del convenio firmado el 17 de abril del 2007 (Ver Anexos) entre el Ministro de Energía y Minas de Ecuador Alberto Acosta y el Ministro del Poder Popular para la Energía y Petróleo de Venezuela. Esta zona es una rica en petróleo localizado en Venezuela; posee un área total de 55.314 km2, comprende cuatro áreas: Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo6 . En la primera área, han intervenido diferentes empresas internacionales, en la segunda área, once empresas; en Ayacucho, siete y en Carabobo, una sola empresa; la explotación del Campo 5 integra el Proyecto Orinoco Magna Reserva (Ministerio del Poder Popular del Petróleo y Minería y PDVSA, 2011:44).
La zona explotada posee un reservorio de petróleo extrapesado y gas, lo cual es de importancia radical, como estrategia futura y complemento en la búsqueda de mayores reservas petroleras. Por otro lado, la explotación llevada a cabo hasta el momento ha permitido incorporar reservas probadas de petróleo venezolanas (Ministerio del Poder Popular del Petróleo y Minería y PDVSA, 2011: 86).
El monto de inversión de PDVSA en el bloque ha sido de 7508 millones de dólares (Ministerio del Poder Popular del Petróleo y Minería y PDVSA, 2011:44). Por otro lado, hacia fines del 2011, se encontraba pendiente la firma de un contrato entre EP Petroecuador, Venezuela e Irán, para continuar las actividades en esta área.