La industria de los hidrocarburos ha sido, durante décadas, el eje financiero del Estado ecuatoriano. En este contexto, la existencia de dos empresas estatales operando de forma paralela —EP Petroecuador y Petroamazonas EP— representó por años una anomalía administrativa con altos costos y escasa eficiencia. La decisión de fusionarlas, oficializada en enero de 2021, marcó un hito no solo en la gestión energética nacional, sino también en la aplicación del derecho corporativo y empresarial en el ámbito público.
Esta fusión fue presentada como un mecanismo para reducir costos, mejorar la transparencia, atraer inversión y reorganizar el modelo operativo del sector. Pero su ejecución también planteó desafíos técnicos, jurídicos, laborales y estratégicos, cuya evaluación es fundamental para comprender su verdadero impacto. El análisis que sigue ofrece una visión integral de este proceso desde la lógica de la gestión corporativa pública, integrando referencias legales, económicas y comparadas con experiencias similares en América Latina.
La Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana (CEPE), establecida en 1972, fue la entidad pionera en la gestión estatal de los recursos hidrocarburíferos. En 1989, CEPE fue transformada en Petroecuador, una empresa estatal con varias filiales: Petroproducción, Petroindustrial y Petrocomercial, cada una especializada en diferentes eslabones de la cadena de valor del petróleo.
En 2008, mediante la Ley Orgánica de Empresas Públicas, Petroecuador fue reestructurada como empresa pública, y sus filiales se convirtieron en gerencias internas. Sin embargo, en 2010, se creó Petroamazonas EP, escindiendo las funciones de exploración y producción de Petroecuador. Esta nueva empresa pública asumió las operaciones de la Unidad del Bloque 15, anteriormente gestionada por Petroproducción, y posteriormente expandió su responsabilidad a otros bloques petroleros en el país.
El proceso de fusión se formalizó con el Decreto Ejecutivo N.º 1158, emitido el 24 de septiembre de 2020, que autorizó la fusión por absorción de Petroamazonas EP por parte de Petroecuador. Esta medida fue parte de una política gubernamental orientada a optimizar la estructura empresarial del Estado, buscando reducir duplicidades y mejorar la eficiencia operativa.
Desde la perspectiva del derecho corporativo, esta decisión respondía a criterios de racionalidad económica, pero también a una necesidad de rediseñar los marcos legales y contractuales de gestión pública, generando una nueva estructura que integre funciones antes separadas bajo una misma personería jurídica, reduciendo fricciones operativas y conflictos de competencias.
La fusión se ejecutó mediante los Decretos Ejecutivos 723 y 1221, conforme a la Ley Orgánica de Empresas Públicas (LOEP). Se optó por la figura jurídica de la fusión por absorción, en la cual Petroecuador asumió el control total de Petroamazonas, incluidos sus activos, contratos y obligaciones. Desde el punto de vista corporativo, esto supuso una transición compleja que debía cumplir con normas de control de mercado, transparencia institucional y debido proceso administrativo.
La creación de una Unidad Temporal de Fusión (UTF) y un Comité Estratégico Interinstitucional respondió a la necesidad de gobernanza temporal, garantizando la trazabilidad y legalidad del proceso. Se respetaron principios del derecho empresarial, como la continuidad de los contratos, la transparencia en la administración de activos, y la protección de derechos laborales adquiridos. Petroecuador notificó formalmente a la Superintendencia de Control del Poder de Mercado (SCPM) y obtuvo su aprobación para proceder, consolidando la seguridad jurídica de la operación.
Desde el punto de vista económico, la fusión pretendía reducir estructuras duplicadas. En 2022, Petroecuador reportó un ahorro de alrededor de USD 80 millones en costos operativos, cifra significativa en un contexto de restricciones fiscales. Este ahorro fue detallado en el Informe Estadístico Anual 2022 de EP Petroecuador, donde se especifica que los costos operativos promedio por barril se mantuvieron en niveles competitivos, reflejando las eficiencias logradas tras la fusión.
Además, el informe destaca la optimización de procesos y la reducción de gastos administrativos como factores clave para alcanzar este resultado. No obstante, el proceso supuso también asumir los pasivos laborales y contractuales de Petroamazonas, lo que tensionó su flujo financiero.
Desde una óptica de gestión corporativa, uno de los desafíos fue la integración de sistemas, políticas y cultura organizacional. La empresa unificada debió armonizar sus plataformas tecnológicas, marcos normativos y procesos internos. Esto implicó una transformación digital sustancial, que si bien generó eficiencias, también evidenció la falta de planificación estratégica a largo plazo, típica en fusiones mal dirigidas en el ámbito público.
En términos de responsabilidad contractual, Petroecuador asumió compromisos con grandes proveedores como Schlumberger, Tecpetrol y Halliburton, sin renegociación inicial. Cumplir con esos compromisos exigió financiamiento externo y ajustes operativos, reafirmando la importancia de un análisis jurídico previo que evalúe riesgos y contingencias. Complementariamente, informes del Ministerio de Energía y la ARCERNNR ofrecen cifras actualizadas sobre producción y desempeño, útiles para valorar la sostenibilidad real del proceso de fusión.
El mayor desafío post-fusión ha sido la gestión del talento humano. Aunque inicialmente se aseguró la estabilidad laboral, estudios técnicos, parte del Plan de Optimización Empresarial implementado por la empresa,  redundancias, particularmente en áreas administrativas. Esto motivó un plan de retiro voluntario financiado por el Banco Interamericano de Desarrollo, aunque no logró reducir la nómina como se esperaba por acciones judiciales promovidas por sindicatos.
La fusión también dejó al descubierto conflictos salariales entre el personal proveniente de ambas entidades. Petroecuador arrastraba contratos colectivos con más beneficios que los de Petroamazonas, lo cual generó reclamos por nivelación salarial, abriendo un frente de tensión interna que sigue vigente.
Desde una visión corporativa, este proceso pone en evidencia la necesidad de incorporar criterios de gobierno corporativo moderno, incluyendo evaluaciones de desempeño, comités de auditoría independientes y revisión periódica de estructura organizacional, para evitar la duplicidad de funciones y el uso ineficiente de recursos humanos. A ello se suma una debilidad estructural clave: la ausencia de estados financieros auditados y de un inventario actualizado —elementos indispensables para decisiones empresariales de alto nivel—, lo cual contrasta con experiencias como la de Ecopetrol, cuya transparencia contable ha sido clave para acceder a mercados bursátiles y atraer inversión.
Casos como el de Petrobras (Brasil) y Ecopetrol (Colombia) muestran que una petrolera estatal puede ser rentable y eficiente si se somete a disciplina de mercado y gobierno corporativo transparente y a una adecuada gobernanza. Ambas empresas cotizan en bolsa y han diversificado sus operaciones. Petroecuador aún no ha dado ese paso y sería el primer escalón hacia una apertura controlada de capital que le permita atraer inversiones y modernizarse (RecursosyEnergia.gob.ec).
Los organismos multilaterales como el Banco Mundial y la CEPAL han recomendado a los países de la región consolidar empresas públicas para evitar la dispersión institucional. Asimismo, instan a la adopción de planes estratégicos de largo plazo con metas claras, inversión en exploración y diversificación de operaciones hacia energías limpias (Documents World Bank).
En este sentido, Petroecuador deberá complementar la fusión con una transformación integral: revisión de su gobernanza, digitalización de procesos, apertura a alianzas estratégicas y fortalecimiento de su autonomía presupuestaria sin comprometer su rol social.
Más que una decisión administrativa, la fusión de Petroecuador y Petroamazonas representó un punto de inflexión en la manera en que el Estado ecuatoriano concibe la gestión corporativa de sus empresas estratégicas. El proceso logró consolidar funciones dispersas, generar una plataforma jurídica común y simplificar el mapa institucional del sector petrolero. Desde una óptica legal, el uso de la fusión por absorción conforme a la LOEP, acompañado de decretos ejecutivos y revisión por parte de entes de control, configuró un procedimiento cuya finalidad era obtener una empresa pública eficiente y transparente, sin embargo, es un proceso que tomará tiempo e involucrará la toma de decisiones oportunas y adecuadas.
Sin embargo, la verdadera prueba no estuvo solo en la legalidad, sino en la ejecución: problemas laborales, desequilibrios operativos y la persistencia de una burocracia pesada han limitado el potencial transformador del proceso. Las cifras de producción no han mejorado de forma sustancial, y el gasto en personal sigue siendo elevado, con una estructura que aún requiere ajustes delicados desde lo humano y lo financiero. A ello se suma la falta de estados financieros auditados actualizados —los últimos disponibles corresponden al año 2021— y la ausencia de un inventario consolidado de activos, lo que debilita la capacidad institucional para tomar decisiones estratégicas informadas. Este vacío documental contrasta con modelos como Ecopetrol, cuya transparencia contable y control patrimonial han sido claves para acceder a mercados bursátiles e implementar reformas sostenidas.
En el terreno corporativo, la experiencia deja una lección clara: una reestructuración corporativa pública no se agota en la emisión de decretos o la unificación de logos, sino que exige visión estratégica, profesionalización y voluntad de transformar la cultura organizacional. Es indispensable dotar a la nueva Petroecuador de métricas claras de rendimiento, control financiero riguroso y una estructura de gobernanza que trascienda el ciclo político.
Finalmente, si Ecuador aspira a contar con una petrolera estatal moderna y competitiva —capaz de operar con eficiencia, atraer inversión y prepararse para un futuro de transición energética—, la fusión deberá verse como el primer paso de una reforma más amplia. La consolidación legal e institucional ya está hecha. Ahora corresponde consolidar la eficiencia y sostenibilidad del modelo de negocio, sin perder de vista que, más allá de la rentabilidad de los hidrocarburos, lo que está en juego es la capacidad del Estado para gestionar con visión empresarial su patrimonio estratégico.
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El suministro de gas natural en Europa ha adquirido una importancia crucial en los últimos años, particularmente debido a la necesidad de disminuir la dependencia de fuentes de energía provenientes de Rusia. En este contexto, Italia emerge como un actor central en la búsqueda de alternativas para asegurar el suministro de gas en el continente. Este artículo se enfoca en el papel de Italia en el campo de los hidrocarburos y cómo se posiciona para convertirse en el epicentro del abastecimiento de gas de la Unión Europea.
Italia, a diferencia de algunos países centroeuropeos como Alemania, cuenta con la ventaja de poder reducir su conexión con Rusia y establecer relaciones con nuevas fuentes de suministro de gas de manera más efectiva. Uno de los países con los que Italia ha fortalecido sus lazos es Argelia. A pesar de mantener una crisis diplomática con España relacionada con el cambio de postura española sobre el Sáhara Occidental, Argelia ha incrementado su suministro de gas hacia Italia. Este acercamiento estratégico abre nuevas oportunidades para el suministro de gas natural en la península itálica.
La ubicación geográfica de Italia juega un papel fundamental en su potencial como epicentro del abastecimiento de gas en la Unión Europea. Italia se encuentra estratégicamente posicionada, lo que le permite acceder al gas proveniente del Mediterráneo, Oriente Próximo y Asia Central. De hecho, el país ya ha establecido conexiones con países como Azerbaiyán y ha iniciado contactos diplomáticos con otros actores importantes en la industria del gas, cómo Catar.
A pesar de que Italia todavía tiene un camino por recorrer para reducir su dependencia del gas de Rusia, se encuentra ante una oportunidad única para convertirse en el puente que Europa necesita para garantizar un suministro de gas seguro y confiable. La crisis con Argelia ha disminuido las posibilidades de España de convertirse en un centro gasístico alternativo, a pesar de su baja dependencia del gas ruso. Los ojos de Europa están puestos en el sur, e Italia, con su ubicación estratégica, está avanzando con decisión hacia este rol.
El yacimiento Coral Field en Mozambique se ha convertido en un pilar fundamental de la estrategia de diversificación energética de Italia. Descubierto en 2012, este yacimiento alberga alrededor de 500.000 millones de metros cúbicos de gas natural y está operado en su mayoría por Eni, una empresa energética estatal italiana. Eni ha destacado por su compromiso con la sostenibilidad en la explotación del yacimiento, utilizando tecnologías respetuosas con el medio ambiente y evitando el quemado de antorcha.
Italia, al ser el segundo importador de gas en la Unión Europea después de Alemania, ha estado buscando activamente alternativas para reducir su dependencia del gas proveniente de Rusia, especialmente en un contexto de incertidumbre geopolítica. La colaboración con Argelia ha resultado crucial en esta estrategia, con un aumento del 40% en las exportaciones de gas de Argelia a Italia. Esto ha consolidado la posición de Argelia como el principal proveedor de gas para Italia, diversificando aún más la fuente de suministro de gas de Italia.
Italia se encuentra en el camino de diversificar su provisión de gas natural, disminuyendo su dependencia de Rusia y fortaleciendo sus relaciones con países productores. El yacimiento Coral Field y la colaboración con Argelia desempeñan un papel esencial en la seguridad energética de Italia y Europa en general.
Uno de los movimientos más destacados en esta estrategia ha sido el inicio de las exportaciones de gas natural licuado desde Mozambique en 2022. Eni opera en gran medida está exportación y su enfoque sostenible en la explotación de recursos naturales ha sido notable. La planta flotante de gas natural licuado, con una capacidad de 3.400 millones de toneladas, se caracteriza por su compromiso con la reducción de emisiones, haciendo uso de tecnologías más limpias, como turbinas térmicas de gas, y evitando el quemado de antorcha.
Italia también ha establecido contactos con países productores como Catar, Mozambique, Angola y la República Democrática del Congo en busca de alternativas para asegurar el suministro de gas natural. Sin embargo, el acuerdo con Argelia ha sido especialmente relevante, ya que aumentó las exportaciones de gas para Italia. La colaboración entre ambos países a través del gasoducto Transmed ha contribuido de manera significativa a la reducción de la dependencia de Italia de Rusia y a la diversificación de su suministro de gas.
Italia está tomando medidas audaces en su búsqueda de alternativas al gas ruso, fortaleciendo su posición en la seguridad energética de Europa y destacando su compromiso con la sostenibilidad en la explotación de recursos naturales. El inicio de las exportaciones de gas natural licuado desde Mozambique, junto con la colaboración con Argelia, marca un hito importante en esta estrategia de diversificación energética a nivel regional.
Italia ha demostrado una clara determinación en su estrategia de diversificación de fuentes de suministro de gas, fortaleciendo su posición como un actor clave en la búsqueda de alternativas al gas ruso. A pesar de las tensiones diplomáticas entre Argelia y España, Italia ha capitalizado la oportunidad de fortalecer su relación con Argelia. Este enfoque diplomático ha permitido a Italia consolidar su papel como un nodo energético potencial en la Unión Europea, proporcionando una vía alternativa de suministro de gas.
La ventaja de Italia en términos de conectividad no debe pasarse por alto. Su acceso directo a la red centroeuropea y su participación en proyectos que la conectarán con diversas regiones, como el este de Europa, Oriente Próximo y Asia Central, fortalecen aún más su posición como una nación estratégica en la diversificación de fuentes de suministro de gas. Un ejemplo concreto de esto es el éxito del gasoducto Trans Adriático (TAP), que ha experimentado un aumento significativo en su volumen de suministro, lo que subraya la eficacia de la estrategia de Italia.
En resumen, Italia no solo está tomando medidas audaces y estratégicas para garantizar la diversificación de su suministro de gas, sino que también está forjando relaciones diplomáticas sólidas en un entorno geopolítico en constante cambio. Esta estrategia no solo asegura su seguridad energética, sino que también contribuye a la estabilidad del suministro de gas en toda Europa, en un momento en que la dependencia del gas ruso está siendo objeto de un escrutinio más riguroso.
Fernández, J. (16 de Octubre de 2023). Los planes de Italia para el gas natural pasan por Coral Field, un nuevo yacimiento en Mozambique.
Varvelli, A. (17 de Febrero de 2023). Por qué el sueño del gas italiano puede acabar en pesadilla.
Leiva, A. (27 de Junio de 2022). La estrategia de Italia para ser el centro gasístico de Europa.
