Los principales riesgos pueden surgir de un deterioro en la situación de seguridad a pesar de los esfuerzos realizados por las autoridades desde enero de 2024, y/o un nuevo episodio de crisis eléctrica. Un aumento en la fragmentación política antes y después de la elección presidencial de 2025 pueden también retrasar la implementación de reformas. Otros riesgos incluyen caídas inesperadas en los precios del petróleo o interrupciones en la producción o transporte de petróleo que reduzcan los ingresos petroleros, como sucedió a principios de 2023.

La agenda de reformas incluida en el programa actual no es tan exigente como lo fue en el EFF de 2020, pero son, no obstante, engorrosas. Hay medidas importantes para mejorar el marco institucional, la gobernanza y la transparencia con plazos estrictos establecidos en el programa. Por ejemplo, el gobierno tendrá que publicar un marco fiscal a mediano plazo y una estrategia de gestión de la deuda en línea con los objetivos del programa, establecer nuevas medidas para mejorar la contratación pública, llevar a cabo reformas para fortalecer la administración de ingresos tributarios y establecer un mecanismo de auditoría para liquidar los reclamos por gastos de salud del IESS. Los retrasos en la implementación de estas mejoras en la agenda pueden poner en riesgo las próximas revisiones del programa y los desembolsos correspondientes.

Existe además preocupación acerca de los supuestos macroeconómicos, particularmente los relacionados a la industria petrolera. Según el informe del FMI, la producción total alcanzaría 175.2 millones de barriles en 2024 (480,000 barriles por día), con pequeños incrementos a partir del 2025. Esto contradice el cierre esperado del bloque 43-ITT que debería comenzar en el segundo semestre de este año en respuesta al referéndum en el que la mayoría de los votantes optó por mantener el crudo bajo tierra. Si bien la agenda para el inicio del cierre de operaciones aún no ha sido anunciado, el gobierno no puede ignorar ese mandato popular. Menores niveles de producción petrolera tendrán un impacto directo sobre las cuentas fiscales y externas.

La perspectiva del sector petrolero es aún más grave en el mediano plazo, al punto que el Ecuador puede dejar de ser un exportador neto de petróleo y convertir en un importador neto tan pronto como en el año 2028. Para poner la situación en perspectiva, recordemos que por allá en el año 2004 el Ecuador exportaba siete barriles de crudo por cada barril de derivados que importaba para abastecer el mercado local (7 a 1). En el año 2023, por cada 1.7 barriles de crudo que exportamos importamos uno de derivados (1.7 a 1). Si incluimos el hecho que Ecuador exporta crudo con descuento e importamos derivados con premio sobre el marcador WTI, la situación es aún más angustiante (el ratio mencionado medido en dólares baja a 1.2). Con limitados avances en exploración y producción de crudo, sin mejoras en refinación, y una creciente demanda interna de derivados (por crecimiento del parque automotor y la necesidad de generación eléctrica de fuentes termales) el futuro petrolero puede ser tan obscuro como el crudo. Desde luego que se puede revertir esta tendencia, pero eso requiere aumentos importantes en el sector, tanto upstream como downstream.  (O)