Los bloques 16 y 67 necesitan una decisión que transforme su potencial en mayores ingresos para el país con inversión que se ejecute. Desde su reversión al Estado, en enero de 2023, persiste una pregunta económica: ¿cómo sostener campos maduros, intensivos en infraestructura y mantenimiento, mientras su modelo de operación permanece pendiente de una solución definitiva?
El antecedente exige precisión. Repsol vendió su participación a New Stratus Energy, cuya filial Petrolia encabezaba el consorcio al vencer los contratos, el 31 de diciembre de 2022. Durante el gobierno de Guillermo Lasso, el Ministerio de Energía anunció que Petroecuador asumiría la operación y que, en corto plazo, se buscaría un operador privado para incrementar la producción. La reversión debía acompañarse de una transición financiada y un calendario verificable.
Fernando Santos Alvite decidió revertir los bloques al Estado. En una entrevista de 2023 explicó que la licitación requería delimitar responsabilidades ambientales y expresó la expectativa de completar ese trabajo hacia finales de año. La referencia a una licitación en tres meses aparece posteriormente en Vistazo, fueron palabras del mismo ministro. Lo documentado es la distancia entre la intención inicial y su ejecución: en 2024 se anunció nuevamente el concurso, con adjudicación prevista para mayo de 2025. A la fecha, estos bloques no se han delegado a la iniciativa privada.
La producción tampoco admite simplificaciones. En abril de 2023 cayó a 6.338 barriles diarios, en un episodio que Petroecuador atribuyó a ataques y daños a instalaciones ocasionados por las comunidades. Esa caída superior al 50 % corresponde a una interrupción específica, no demuestra una reducción permanente de igual magnitud.
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El reporte oficial del 29 de octubre de 2026 registra 9309 bppd diarios en el bloque 16 y 732 bppd en Tivacuno: 10.041 bppd en conjunto, aproximadamente 32 % menos que los 14.900 bppd antes de la reversión. Son referencias puntuales, no promedios anuales.
El problema técnico es más amplio que el cambio de operador. Estos activos cuentan con instalaciones para procesar crudo y grandes volúmenes de agua, generación eléctrica y transporte. En campos maduros, preservar producción exige reacondicionar pozos, reemplazar equipos de levantamiento y asegurar energía, tratamiento y reinyección. Si disminuye el petróleo mientras parte de esos costos permanece, el costo unitario tiende a subir. La capacidad instalada solo crea valor cuando dispone de mantenimiento, capital y continuidad operativa.
La evaluación debe separar la declinación del yacimiento de las pérdidas por equipos indisponibles, restricciones logísticas y conflictos sociales. Publicar producción, inversión ejecutada, costos y disponibilidad por bloque permitiría identificar qué intervenciones generan mayor retorno. Para Petroecuador, sostener estos activos representa obligaciones operativas y financieras que compiten con las necesidades de otros campos. Estos bloques requieren no menos de USD 90 millones por año para cubrir los costos de operación y unos USD 300 millones de inversión en el corto plazo. Esa presión exige priorizar capital con criterios económicos y resultados medibles.
La salida razonable es estructurar una delegación competitiva, con capacidad técnica y financiera demostrada, inversión mínima exigible y garantías de cumplimiento. El contrato debe partir de reservas auditadas, un inventario de integridad de instalaciones y una línea base ambiental que asigne responsabilidades sin borrar obligaciones del actual operador. Los acuerdos comunitarios deben incorporarse a una gestión verificable de continuidad y prevención de conflictos.
Conviene publicar responsables y fechas para cada etapa hasta la adjudicación con un modelo contractual de participación.
Ecuador necesita recuperar valor de estos activos y aliviar las exigencias de capital de Petroecuador. La gestión se evaluará por inversión ejecutada, barriles sostenibles y renta fiscal neta. Una transición concebida como temporal necesita un cierre operativo y contractual; prolongarla también tiene un costo. Se han perdido diariamente 10.000 bppd por falta de inversiones desde el 2023. ¿Por qué continúa esta ineficiencia?
