Desde hace un año y nuevamente, por tercera ocasión, el mes pasado, el Gobierno anunció que atraerá USD 41.500 millones de inversión para el sector de petróleo y gas natural, con cinco rondas licitatorias y una nueva variante para el OCP. Sobre el papel, sonaba a despegue. En la práctica, a estas alturas del 2025 la ejecución sigue rezagada y la meta oficial de 550.000 bpd a fines de 2025 luce inalcanzable. A julio—agosto, la producción nacional ronda ~465.000 bpd, todavía lejos del objetivo.
- El plan 2024 prometió licitar bloques petroleros y de gas bajo contratos de participación y movilizar inversiones por USD 41.500 millones. Doce meses después, el propio Gobierno "relanzó" la hoja de ruta (ahora con 49 proyectos por USD 47.367 millones), señal de que la primera versión no logró tracción.
- La proforma 2025 incluso anticipa casi USD 4.000 millones por "cobros adelantados" de concesión—ingresos que aún no existen hasta que las rondas realmente se adjudiquen y se firmen contratos. Es apostar por caja en procesos que todavía no se cierran
- La inversión extranjera en el país en el 2024 fue de apenas US$ 232 millones, la más baja en los últimos 14 años, según el BCE. Podremos atraer USD 41.500 millones?
- ¿Somos petroleros o no lo somos? Si somos, hay que producirlo bien, con todas las inversiones y gastos que el sector requiere y con fondos que lógicamente el país no dispone.
Cinco cuellos de botella que frenan la inversión:
- Incertidumbre institucional. La fusión de Ambiente con Energía y Minas, recientemente oficializada, generó dudas operativas sobre permisos, licencias y tiempos. Si el órgano que debe licenciar también promueve la extracción, el riesgo regulatorio se percibe mayor mientras no existan reglamentos claros y calendarios de transición.
- Señales contractuales ambiguas. El Gobierno debe aplicar los contratos de participación, mundialmente utilizados; la Ley de Hidrocarburos permite delegación excepcional y distintos esquemas (participación, prestación de servicios, etc.). Pero la atracción de capital exige pliegos y minutas tipo, homogéneas, garantías de estabilidad económica y cronogramas vinculantes. La indefinición retrasa decisiones de inversión.
- Infraestructura vulnerable. La erosión regresiva del río Coca obliga a desviar SOTE/OCP con cierres preventivos que afectan evacuación de crudo y planificación de producción. Sin certidumbre logística, los privados descuentan riesgo operacional y ralentizan CAPEX.
- Gobernanza presupuestaria riesgosa. Contar por adelantado en el Presupuesto con ingresos de concesiones que dependen de procesos aún no adjudicados eleva la presión política para "cerrar como sea", incrementando litigios y descuentos de valuación en las ofertas.
- Confianza y licencia social. Sin una ruta clara de permisos y relacionamiento comunitario, cada proyecto enfrenta costos de transacción altos. El relanzamiento sin cierres concretos erosiona credibilidad frente a juntas directivas y comités de riesgo. Primicias
La aritmética no alcanza para 550.000 bpd en 2025
La meta de 550.000 bpd a diciembre de 2025 fue pública desde inicios del año pasado. Pero, con producción actual cercana a 465.000 bpd y sin nuevas adjudicaciones operativas (pozos perforados, facilidades instaladas, ductos disponibles), la brecha temporal y física no cierra. La industria no sube 85.000 bpd de la noche a la mañana sin contratos firmes ni ramp-ups calendarizados.
Qué hacer (ya) para pasar del anuncio a la realidad?
- Publicar un cronograma único y vinculante de las cinco rondas: fechas de invitación, data rooms, presentación de ofertas, adjudicación y firma. Sin calendario público, no hay disciplina.
- Estandarizar el modelo contractual de participación por sus beneficios para las partes, con minutas tipo y cláusulas de estabilidad preacordadas; activar la delegación prevista en Ley cuando convenga acelerar en campos maduros o campos en producción.
- Blindar la ventanilla única ambiental-energética post fusión con plazos máximos, trazabilidad digital y silencio positivo para permisos menores.
- Acelerar la nueva variante OCP/SOTE con cronogramas de obra y contingencia pública (by-pass, cruces críticos), para reducir días fuera de servicio.
- Alinear el Presupuesto: no reconocer como ingresos del año pagos adelantados hasta que los contratos estén efectivamente perfeccionados; priorizar calidad sobre velocidad en adjudicación. (O)
