factor de recobro del 15%, que es muy probable en ITT, quiere decir que 137,9 millones de barriles
se obtendrían y si tomamos los máximos históricos, poco probables (35%), tenemos 321,8 millones
de barriles. Entre lo declarado (90%) y lo probable (15%), la diferencia es grosera, 689.7 millones
de barriles que aparecen por arte de magia.
Si hacemos un poco de memoria, recordaremos a un Ministro de Energía, del Gobierno de Sixto
Durán Ballén, que utilizó este artificio, el de manipular el Factor de Recobro asociando a
“modernas y costosas tecnologías”, para justificar la privatización de la Industria Petrolera Estatal.
El sueño, de los dueños del complejo petrolero mundial, es lograr con nuevas técnicas “duplicar los
Factores de Recobro”, dicho así, en el mejor de los casos declaran poder llegar entre “60 y 70%” en
el escenario más optimista, pero nunca al 90%, y entre el 30 al 50% en el escenario más realista,
siempre y cuando, las técnicas en experimentación pasen a la etapa de “demostración y sean
satisfactorias”; mientras tanto y pisando en la tierra, los Factores de Recobro no se pueden esperar
mas allá de lo que la realidad nos determina, es decir, entre 15 y 35%.
Nada difícil sería que se esté re-inaugurando en el Ecuador una vieja maquillada de nueva era
petrolera, en la que las “tecnologías costosas, riesgosas y de largo tiempo” se impongan. El marco
contractual adoptado esta listo, solo falta que soberanamente las facturas elevadas a pagar, reediten
el Contrato de Prestación de Servicios de la era del Presidente Febres Cordero en la que la ex
Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana (CEPE) no recibió un centavo, después de pagar “todos
los costos” que la prestadora de servicios Maxus le facturó.
Si analizamos los costos de producción por barril, vemos que la empresa Petroamazonas EP está
calculando a 6,75 USD por cada barril, pero para un Factor de Recobro del 90%. Calculando sin
embargo un Factor de Recobro más real, entre 30% y 15%, tendremos que los costos de producción
ascenderán a 20,4 USD el barril, para el primero y 40,5 USD para el segundo. Esto significan gastos
de producción en promedio de casi 243 millones de dólares que durante los 23 años de producción
alcanzarían un total de 5.586 millones de dólares estimados para la vida del proyecto.
Factor de Recobro
Reservas ITTx%FR
Inversión por barril

90%
827.730.000
6,748

35%
321.895.000
17,35

30%
273.910.000
20,39

15%
137.955.000
40,47

Si se consideran ahora, otros escenarios presentes y vigentes en el Ecuador, como los costos de
producción de 40 USD/barril que el Gobierno paga a la empresa Agip Oil en el Bloque 10, cercano
al Parque Nacional Yasuní y con petróleo muy parecido al del ITT, en ese caso, los costos serian de
1.324,3 millones de dólares anuales que en los 23 años ascenderían a 33.109 millones de USD (con
el irreal Factor de Recobro de 90%). Presumiblemente estos elevados costos sean por el uso de
tecnologías de punta, mismas, que aplicadas al Yasuní ITT no tendrían viabilidad económica.
Más grave aún es el panorama, si tomamos la referencia de costos de la Empresa Andes Petroleum:
42 USD, por cada barril explotado que igualmente el Gobierno Nacional le paga por operar el
Bloque 62; petróleo que también tiene características parecidas a los crudos del ITT. Se debe
presumir en este caso que la tecnología utilizada por esta Empresa China, es mucho más avanzada
que las tecnologías de punta utilizada por la italiana Agip Oil. También inalcanzable para la
economía del ITT.
Finalmente, restando y multiplicando: 6,75 USD de los 40 USD, que corresponden a los costos de
producción, en el primer caso a Petroamazonas EP proyectados para ITT y en el segundo los de
Agip Oil en el Bloque 10, tenemos una diferencia de 33,25 USD, que multiplicados por los 18 mil
barriles día extraídos por la italiana tenemos 598.500 USD, proyectada al año, esta cifra asciende a
42