EPPetroEcuador_Plan2012

EMPRESA PÚBLICA DE HIDROCARBUROS DEL ECUADOR EP PETROECUADOR

PLAN OPERATIVO AÑO 2012

METAS OPERATIVAS DE:

EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN; TRANSPORTE Y ALMACENAMIENTO; REFINACIÓN Y COMERCIALIZACIÓN INTERNA Y EXTERNA DE CRUDO, GAS NATURAL Y DERIVADOS

2012-2015

COORDINACIÓN GENERAL DE PLANIFICACIÓN ESTRATÉGICA Y CONTROL DE PROGRAMAS

APROBADO CON RESOLUCIÓN No.DIR-EPP-53-2011-12-05

PLAN OPERATIVO 2012 Página 1

CONTENIDO INTRODUCCIÓN MISIÓN VISIÓN POLÍTICAS VALORES OBJETIVOS ESTRATEGIAS CUADRO RESUMEN PLAN OPERATIVO 2012 METAS OPERATIVAS POR GERENCIA 2012

• GERENCIA DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

• OPERADORA RÍO NAPO

• GERENCIA DE TRANSPORTE Y ALMACENAMIENTO

• GERENCIA DE REFINACIÓN

• REFINERÍA DEL PACÍFICO

• GERENCIA DE COMERCIALIZACIÓN

• GERENCIA DE SEGURIDAD, SALUD Y AMBIENTE

• GERENCIA DE DESARROLLO ORGANIZACIONAL

• GERENCIA DE GAS NATURAL CUADROS RESUMEN METAS OPERATIVAS 2012 CUADROS MENSUALES METAS OPERATIVAS 2012 CUADROS RESUMEN METAS PLURIANUALES 2012-2015


INTRODUCCIÓN

Con la expedición del Decreto Ejecutivo N° 315 de abril 6 del 2010, y en aplicación a la Ley Orgánica de Empresas Públicas, se crea la Empresa Pública de Hidrocarburos del Ecuador EP PETROECUADOR, que reemplaza a la Empresa Estatal de Petróleos PETROECUADOR, con autonomía financiera, administrativa y operativa. El Plan Operativo 2012, se ha enmarcado de acuerdo con los lineamientos definidos por El Gobierno Nacional, Ministerio Coordinador de Sectores Estratégicos y Ministerio de Recursos Naturales No Renovables, en cumplimiento de lo dispuesto en su Ley Constitutiva y acorde a la orientación empresarial. Además se ha considerado la reforma de la Ley de Hidrocarburos, publicada en el registro oficial No. 244, del 28 de julio del 2010, la cual en su primera disposición transitoria establece que:” Los contratos de participación y de prestación de servicios para la exploración y explotación de hidrocarburos que se encuentren suscritos se modificarán para adoptar el modelo reformado de prestación de servicios” EP PETROECUADOR está integrada por Gerencias, que tienen a su cargo, el desempeño de las actividades operacionales, como son: Exploración, Producción, Transporte, Refinación y Comercialización Interna y Externa de petróleo y derivados. El presente documento contiene las políticas, objetivos, estrategias, metas operativas e indicadores, las mismas que se constituyen en instrumentos y guías, para el logro de la gestión exitosa de EP PETROECUADOR, bajo un enfoque empresarial moderno. Para la consecución de los principales objetivos y metas previstas en este Plan Operativo, se plantean como premisa, el cumplimiento de tres condiciones fundamentales: el funcionamiento estable de las actividades operacionales y administrativas, la oportuna disponibilidad de los recursos económicos que precisa EP PETROECUADOR y el fortalecimiento de los valores individuales de su personal. MISIÓN EP PETROECUADOR "La empresa Pública de Hidrocarburos del Ecuador EP PETROECUADOR con las subsidiarias que creare, gestionará el sector hidrocarburífero mediante la exploración, explotación, transporte, almacenamiento, industrialización y comercialización de hidrocarburos, con alcance nacional, internacional y preservando el medio ambiente; que contribuyan a la utilización racional y sustentable de los recursos naturales para el desarrollo integral, sustentable, descentralizado y desconcentrado del Estado, con sujeción a los principios y normativas previstas en la Constitución de la República, la Ley Orgánica de Empresas Públicas, la Ley de Hidrocarburos y Marco Legal ecuatoriano que se relacione a sus específicas actividades".


VISIÓN EP PETROECUADOR "Ser la Empresa Pública que garantice el cumplimiento de metas fijadas por la política nacional y reconocida internacionalmente por su eficiencia empresarial de primera calidad en la gestión del sector hidrocarburífero, con responsabilidad en el área ambiental y conformada por talento humano profesional, competente y comprometido con el País"

VALORES

a. Disciplina.- Para observar leyes, reglamentos, normas y disposiciones vigentes b. Lealtad.- Para mantener fidelidad con los intereses de la institución. c. Honestidad.- Para demostrar rectitud y transparencia en nuestros actos d. Credibilidad.- Para mantener la palabra empeñada logrando la confianza de las

comunidades en nuestras operaciones e. Eficiencia.- Para lograr resultados con el mayor aprovechamiento de los recursos

utilizados f. Compromiso.- A fin de estar dispuestos a hacer lo que somos capaces de hacer g. Profesionalismo.- Para actuar con objetividad y criterio técnico h. Dignidad.- Para practicar el respeto por nosotros mismos y por los demás i. Solidaridad Social.- Para mantener vínculos con la comunidad que compartimos el

entorno j. Creatividad e Iniciativa.- Para desarrollar nuestras actividades con

imaginación recursividad e innovación k. Unidad de propósito.- A fin de unificar criterios de acción para cumplir la misión,

Visión y Objetivos Estratégicos, para la solución de problemas, toma de decisiones y el aporte de ideas y acciones que mejoran nuestro negocio.

POLITICAS

1. Mantener la relación reservas-producción 2. Incrementar el nivel de producción nacional de petróleo y derivados 3. Garantizar el transporte y almacenamiento seguro de petróleo desde los centros de

producción hasta el consumo 4. Garantizar el almacenamiento y transporte de los derivados de petróleo y GLP con

oportunidad, calidad, seguridad, y protección al medio ambiente 5. Regular la participación en la comercialización de derivados y GLP captando en cuatro

años el 30 %. 6. Contribuir al desarrollo organizacional 7. Desarrollar el talento humano en áreas técnicas, administrativas y operativas. 8. Contribuir en la implantación del Plan de Soberanía Energética 9. Participar en la comercialización de hidrocarburos y derivados al usuario final en

mercados internacionales. 10. Priorizar la prevención de los impactos ambientales en coordinación con las gerencias 11. Asumir la responsabilidad social corporativa en el área de influencia de EP

PETROECUADOR 12. Asumir el manejo de contingencias y remediación de los pasivos ambientales 13. Consolidar institucionalmente el Sistema de Seguridad Integral


OBJETIVOS

1. Incrementar la rentabilidad de EP PETROECUADOR 2. Incrementar las reservas y producción de hidrocarburos de EP PETROECUADOR 3. Incrementar la capacidad de refinación e incrementar la calidad de los derivados que

produce EP PETROECUADOR para abastecer al mercado mediante su comercialización

4. Incrementar la participación de EP PETROECUADOR en el mercado internacional de hidrocarburos

5. Incrementar la eficiencia de EP PETROECUADOR y sus empresas subsidiarias 6. Incrementar la responsabilidad social, la protección ambiental, la seguridad y la salud

ocupacional en EP PETROECUADOR 7. Incrementar el desarrollo del capital humano de EP PETROECUADOR

ESTRATEGIAS

Objetivo Estrategia

1 • Generar recursos a través del apalancamiento financiero.

• Generar la estructura de costos.

• Optimizar el desempeño administrativo de la Empresa.

• Mejorar la imagen corporativa de la empresa

2 • Optimizar la exploración, explotación del crudo

3 • Mejorar la oferta con derivados de alta calidad.

• Desarrollar mecanismos que eviten las diferencias volumétricas.

• Optimizar la refinación, abastecimiento, traslado y comercialización de derivados

4 • Mejorar la infraestructura para la exportación.

• Estructurar líneas de negocios eficientes en explotación y comercialización en el exterior.

• Potenciar relaciones comerciales con países cercanos.

5 • Mejorar la infraestructura para la exportación.

• Estructurar líneas de negocios eficientes en explotación y comercialización en el exterior.

• Potenciar relaciones comerciales con países cercanos.

6 • Generar una cultura de responsabilidad social y de prevención de riesgos laborales en la empresa.

• Prevenir, controlar y mitigar los impactos socio-ambientales en todas las operaciones de la empresa.

• Implementar un sistema integral de seguridad física en EP PETROECUADOR.

7 • Adoptar una cultura empresarial de excelencia, valores e innovación.

• Desarrollar las competencias de talento humano.

• Desarrollar la gestión del conocimiento.


Por disposición de la Presidencia de la República se trabajo en el Programa de Mejoramiento de Combustibles, el cual tiene varios escenarios en cuanto al octanaje, de los cuales se escogerá el mejor, con la finalidad de cumplir con las normas ambientales, razón por la cual éste programa no consta en el presente documento. A continuación se presenta un resumen de las principales metas establecidas del movimiento hidrocarburífero correspondientes al año 2012.

CUADRO 1. RESUMEN PLAN OPERATIVO

Año 2012 Cifras en miles de barriles

De acuerdo a las metas establecidas para el año 2012, EP PETROECUADOR, presenta las actividades operativas de cada una de las gerencias:

EJECUTADO BLS.

EJECUTADO%

POA REPROG. %

PRODUCCIÓN NACIONAL DE CRUDO 182.363 182.037 188.008 5.971 3,3% 3,1% EP PETROECUADOR 52.036 55.301 60.589 5.288 9,6% 16,4% RIO NAPO 23.537 18.233 22.016 3.783 20,7% -6,5% PETROAMAZONAS EP (c ) 58.225 57.301 59.027 1.726 3,0% 1,4% S.H. (Cías Privadas) (c ) 48.564 51.202 46.376 -4.826 -9,4% -4,5%

PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL (b) 15.225 9.926 30.137 20.211 203,6% 97,9% EP PETROECUADOR 15.225 9.926 30.137 20.211 203,6% 97,9%

TRANSPORTE DE CRUDO 177.117 174.032 182.780 8.747 5,0% 3,2% SOTE 129.995 127.565 137.486 9.922 7,8% 5,8% OCP 47.122 46.468 45.293 (1.175) -2,5% -3,9%

EXPORTACIÓN DE CRUDO 123.178 123.471 133.298 9.827 8,0% 8,2% EP PETROECUADOR 100.035 106.312 111.726 5.413 5,1% 11,7% (PEC+RN+PAM+SH Estado)

COMPAÑÍAS PRIVADAS 23.143 17.159 21.572 4.413 25,7% -6,8% (SH Pago Tarifa)

CARGAS DE CRUDO 57.660 57.573 53.841 (3.732) -6,5% -6,6% ESMERALDAS 36.135 36.202 31.680 (4.522) -12,5% -12,3% LIBERTAD 15.303 14.848 15.207 359 2,4% -0,6% AMAZONAS 6.223 6.523 6.954 431 6,6% 11,8%

PRODUCCIÓN DE DERIVADOS 69.234 70.223 64.790 (5.433) -7,7% -6,4%

DESPACHO DE DERIVADOS 84.933 82.778 89.130 6.352 7,7% 4,9%

IMPORTACIÓN DE DERIVADOS 39.177 41.609 45.864 4.255 10,2% 17,1%

EXPORTACIÓN DE DERIVADOS 10.810 12.082 6.572 (5.510) -45,6% -39,2%

Nota: (a) Ejecutado 2011 Enero - Octubre real y Noviembre - Diciembre estimado

(b) Los volumenes de Gas Natural estan en millones de pies cúbicos.

(c ) Las cifras de produción de crudo ejecutadas del año 2011 de PETROAMAZONAS Y Secretaría de Hidrocarburos son provisionales.

Fuente: POA Reprogramado 2011 EP PETROECUADOR, MRNNR Secretaría de Hidrocarburos

Elaboración: Coordinación General de Planificación Estratégica y Control de Programas, EP PETROECUADOR

POA REPROG.

2011DETALLE

EJECUTADO2011 (a)

POA 2012

VARIACIÓN POA 2012/2011


GERENCIA DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN Las operaciones que se ejecutan son consideradas de alto riesgo (Upstream) en la industria hidrocarburífera, estas son de responsabilidad directa de la Gerencia de Exploración y Producción de EP PETROECUADOR, cuya gestión estratégica es la de explorar y explotar los yacimientos hidrocarburíferos, que requieren de la aplicación de principios altamente técnicos, los que incluyen un exigente nivel de cuidado en la preservación de los recursos socio-ambientales, respetando la biodiversidad de las zonas de influencia de sus operaciones. Su ámbito de operación directa, se circunscribe a las áreas concesionadas por el Estado, éstas son: Lago Agrio, Shushufindi, Auca, Libertador y Cuyabeno; a su vez es responsable de la supervisión de los contratos de “Alianzas Operativas” CONSIDERACIONES

- El Convenio de Cooperación interinstitucional entre EP Petroecuador, Petroamazonas EP y Río Napo para el proyecto de optimización de la generación eléctrica a nivel sectorial- Distrito Amazónico (OGE D.A.), suscrito el 31 de marzo del 2011

- En la producción de crudo de EP PETROECUADOR, La Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero ha considerado la diferencia del 0.30% entre crudo en campo y fiscalizado.

Misión

Gestionar la exploración y explotación de hidrocarburos, con alcance nacional, internacional y preservando el medio ambiente, que garanticen el cumplimiento de metas fijadas de exploración y explotación en la política empresarial, con estándares de calidad, seguridad, oportunidad y rentabilidad; conformada por talento Humano profesional, competente y comprometido con la empresa, conforme a las políticas y normativas que rigen a la Empresa Pública de Hidrocarburos del Ecuador EP PETROECUADOR.

Incremento de Reservas.

POLíTICA Intensificar la actividad exploratoria que permita el descubrimiento de los nuevos prospectos y ampliar el horizonte Hidrocarburífero del país.

OBJETIVO PLAN NACIONAL PARA EL BUEN VIVIR

Objetivo No 11 Establecer un sistema económico solidario y sostenible

OBJETIVO ESPECÍFICO Incrementar el volumen de las reservas


ESTRATEGIAS

Perforar pozos exploratorios en los prospectos: PITALALA, BOA, COLIBRI,ANATURA TORTUGA, con el objeto de confirmar o no la existencia de 30.8 MM Barriles de crudo, según el siguiente detalle:

PROSPECTO RESERVAS POSIBLES

MM Barriles

PITALALA 6.8

BOA 3.9

COLIBRI 4.1

ANURA 3.8

TORTUGA NORTE 7.7

TORTUGA SUR 4.5

TOTAL 30.8

META ANUAL Confirmar la existencia de 30.8 MM Barriles de Petróleo

INDICADOR DE GESTIÓN Volumen de Reservas: probadas más probables y más posibles efectivamente incorporadas VS. Reservas posibles programadas.

Incremento de Producción

POLÍTICA

Incrementar y/o mantener el volumen de producción de petróleo, en los campos operados directamente por la Gerencia de Exploración y Producción.


Objetivo No 11 Establecer un sistema económico solidario y sostenible

OBJETIVO ESPECIFICO Optimizar la explotación de crudo

ESTRATEGIAS

� Perforar 98 pozos (incluidos 6 pozos exploratorios), con 10 taladros de perforación (9 contratados por la Gerencia de Exploración y Producción y 1 provisto a través de alianzas).

� Reacondicionar 350 pozos. � Tramitar en forma oportuna la aprobación de los

estudios de Impacto Ambiental y la aprobación de Licencias Ambientales.

META

Producir en el año 2012, en los campos operados por la Gerencia de Exploración y Producción: 60´588.704

barriles de petróleo, que corresponden a una producción promedio diaria de 165.543 barriles.

INDICADOR DE GESTIÓN

Barriles de petróleo producidos vs. Barriles de petróleo proyectados.

Pozos perforados vs. Pozos programados.


CRONOGRAMA DE PERFORACIÓN AÑO 2012

Hacer inspecc

Antena en plataf

F

A

L

70% Estudios campo

% Estudios Ambientales % Construcción Plataf. Plataformas Listas

GERENCIA DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNCRONOGRAMA DE PERFORACIÓN - 2012

EXPLORATORIOS, DE AVANZADA Y DE DESARROLLO MODIFICADO 2011-09-08 REPPORTE: 2011-09-26

EDUARDO ROMÁN J. 91800

ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE

AGU-17D V AGU-17D PAD AGU-27D AGU-19 SSF 4 WB PAD AGU-36D AGU-5 SSF 4 WB PAD AGU-27D AGU-19 SSF-2

AGU-21D AGU-19 AGU-25D AGU-27D AGU-24D

0 0

SSF-163D

100 100 0 100 100 0 0

AGU-20D AGU-36D AGU-RW-1D AGU-34D AGU-32D AGU-23D

JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE

0

SINOPEC INTERNACIONAL 169 (AREA SHUSHUFINDI) ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO

0 0 00

DRN-13 V DRN-13 DRN-19D

DRN-21D DRN RW-2D DRN-25 D DRN-32D DRN-29D DRN-14D

DRN-13 DRN-2 DRN-13 DRN-2 DRN-13 DRN-1

100 100 100 100

DRN-23D DRN-22 DRN-27D DRN-19D

100 100 100 100 100 100

JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE

NEGOCIAR

SINOPEC INTERNACIONAL 188 (AREAS SHUSHUFINDI)ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO

100 100 100 0 100 100100 100

SSF-RW9 SSF-136D SSF-154D SSF-139D SSF-151D

SSF-47 SSF-3 SSF-15 SSF-10B-D SSF-3

SSF-152D SSF-142D SSF-124D SSF-166D SSF-137D SSF-165D

SSF-10BD SSF-29 SSF-127D SSF-138 SSF-138SSF-66

100 100NEGOCIAR

SINOPEC 219 - (AREA AUCA)

100 100 100 100 0100 100 100 20 00 100 20 0

JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBREENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO

AUS-17D AUC-87D AUC-88D AUC-84D AUC-85D

AUS-1 AUC-39 AUC-39 AUC-6 AUC-6

AUC-72D AUC-123 RUM-2D CON-52 CON-61 AUC-103D

V RUM-1 V CON-52 AUC-56AUC-6

0 0Agilitar EIA NEGOCIAR

0 75 00 0 050 0 100 100 100 100

SINOPEC 127 (AREA AUCA)ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE

AUS-10 AUS-10 AUS-2 AUS-2 AUS-8D AUS-8D V V CON-58D

AUS-12D AUS-13D AUS-15D AUS-14D AUS-8D AUS-9D AUC-56 CON-6 0 CON-58D

100 100 100 100 50 50 100 0NEGOCIAR

TORRE 6 (AREA LIBERTADOR)ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO

100 100 100 0 0

DICIEMBRE

Enterrando lineas

PAD PRH A ARZ PAD A ATA-15 FRO-3 PCY-5 ATA-15 PCY-5 SHU PA D A

JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE

SHU PAD A PCY-2

PRH-20D ARZ-3D ATA-22D FRO-6D PCY-8D ATA-29D PCY-10D SHU- 24D SHU-30D PCY-11D

100 85 100 0 85 100 0

AGILITAR NEGOCIACIÓN


NEGOCIAR NEGOCIAR NEGOCIAR NEGOCIAR NEGOCIAR

100 0 100 0

TORRE 7 (AREA CUYABENO)ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE

AVANZADA

SSH-11 CUY-2 CUY-7 CUY-7 CUY-16 CUY-41 SSH-10 SSH-4 SSH-2 SSH-11

SSH-19D CUY-42D CUY-43D CUY-44D CUY-45D CUY-41 SSH-16D SSH-17D SSH-18D SSH-20D

100 1 0 0 0 100 100 100 1

Se emite O/T 2011-09-26

FALTA TUBERIAS-

CONTRAPOZONEGOCIAR

0 0 100

TORRE 8 (AREA LAGO)ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE

Enterrando lineas Replanteando para inicio de trabajosCUY-22 PAD PRH A PAD PRH A GTA-8 GTA-8 GTA-11 GTA-11 GTA-1 1 GTA-4

Se dispone al CEE movilizar equipos

CUY-40D PRH-24D PRH-21D GTA-32D GTA-43D GTA-28D GTA-27D GT A-35D GTA-45D

95 59 100 0 100 0



NEGOCIADO SE PUEDE INICIAR TRABAJOS NEGOCIARSe puede iniciar

trabajos

TUSCANY 117 - ALIANZAS (CULEBRA-YULEBRA-ANACONDA)

100 0 100 0 100100 0 100 0 100 0

JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBREENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO

CUL-8 YUL-3 YUL-3 V CUL-6 CUL-6ANA-1 CUL-8 CUL-8 YUL-2 YUL-2 CUL-8

CUL-14H YUL-18D YUL-17D YUL-12 CUL-7D CUL-9DANA-7D CUL-18D CUL-15D YUL-19D YUL-20D CUL-17D

100 100 100100 100 100 100 100 100 0 100 1000 100 100

TORRE 9 (POZOS EXPLORATORIOS Y PUCUNA)ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE

NEGOCIAR EXPLORATORIO EXPLORATORIO EXPLORATORIO EXPLORATORIO EXP LORATORIO EXPLORATORIO

50 50 40

V V

PUC-16D PUC-17D PITALALA-1 BOA-1 ANURA-1 TORTUGA C-1 TORTUGA N-1 COLIBRÍ-1

PUC-9 PUC-5 V V V V

0 0Topog. Entregada Estud 22-Sept. Localizado Estudios Topográficos de campo

0 0 0


OPERADORA RIO NAPO

La operadora ecuatoriana Rio Napo, con participación accionaria de EP PETROECUADOR con el 70% y PDVSA Ecuador S.A., con el 30% restante, suscribió el 3 de septiembre del 2009 un contrato de Servicios Específicos con la filial Petroproducción, para la administración, incremento de la producción, desarrollo, optimización, mejoramiento integral y explotación del Campo Sacha. El 3 de septiembre del 2009 se suscribió un Contrato de Servicios Específicos, el 1ro de noviembre del 2011 se suscribió un Contrato Modificatorio No. 2011345 al mencionado Contrato de Servicios Específicos. Misión Desarrollar actividades Hidrocarburíferas de manera óptima, para proveer al Estado ecuatoriano de recursos incrementales que contribuyan a su crecimiento económico y social, con calidad, transparencia y responsabilidad socio-ambiental. Visión Ser un modelo de gestión empresarial hidrocarburífera, competitivo a nivel nacional e internacional, con innovación tecnológica, personal altamente capacitado y comprometido con su misión.

POLÍTICA Incrementar la producción del Campo Sacha.


Objetivo No 11: Establecer un sistema económico solidario y sostenible

OBJETIVO ESPECÍFICO Incrementar el nivel de producción de petróleo en el Campo Sacha

ESTRATEGIA Perforar pozos Reacondicionar pozos

META

Perforar 49 pozos Reacondicionar 75 pozos (15 para cambio de tipo de levantamiento y 60 trabajos de W.O.) Producir 22´015.982 bls.

INDICADOR DE GESTIÓN Pozos perforados reales / programados Reacondicionamientos ejecutados /programados Barriles producidos reales / barriles programados

La nueva meta de producción de crudo de la Operadora Río Napo para el año 2012, fue remitida por La Secretaría de Hidrocarburos con Oficio Circular No. 3586 SH-SCH-UEC-DEL-2011 con fecha 18 de octubre del 2011


GERENCIA DE REFINACIÓN Misión Gestionar la refinación de hidrocarburos con alcance nacional y preservando el ambiente; con estándares de calidad , cantidad, seguridad y oportunidad; que contribuya a la utilización racional y sustentable de los recursos naturales del sector hidrocarburífero, conforme a políticas y normativas que rigen a la Empresa Pública de Hidrocarburos del Ecuador, EP PETROECUADOR.

Costo de Refinación

POLÍTICA Incrementar el nivel de producción nacional de petróleo y derivados.


Objetivo N º 11 Establecer un sistema económico solidario y sostenible.

OBJETIVO ESPECÍFICO Reducir el costo de refinación.

ESTRATEGIA • Optimizar los procesos administrativos y operativos.

META 100 % de disponibilidad de las plantas

INDICADOR DE GESTIÓN Índice de disponibilidad de plantas

Incrementar la Producción de derivados.

POLÍTICA Incrementar la producción de derivados de petróleo.

OBJETIVO DEL PLAN NACIONAL DEL BUEN VIVIR


OBJETIVO ESPECÌFICO Incrementar la producción de derivados del petróleo

ESTRATEGIAS • Ampliar la infraestructura de refinación

META 63,28 % de avance del programa de rehabilitación

INDICADOR DE GESTIÓN Porcentaje de avance

Mantener la máxima Oferta de derivados





OBJETIVO ESPECÌFICO Mantener la máxima oferta de derivados del petróleo

ESTRATEGIAS

• Cumplir con la programación anual de producción de derivados

• Mejorar la confiabilidad, disponibilidad y mantenibilidad de las plantas industriales.

META 64.789.906 barriles

INDICADOR DE GESTIÓN Barriles de derivados producidos

Incrementar el margen de refinación




OBJETIVO ESPECÌFICO Incrementar el margen de refinación

ESTRATEGIA • Optimizar la configuración de la producción de

derivados.

META Incrementar el margen de refinación sobre el 3,82 USD $/ Bls. de crudo procesado.

INDICADOR DE GESTIÓN Margen de refinación

A continuación se presenta un detalle de los principales parámetros en los cuales se basa la proyección de producción de derivados, para las principales refinerías del país: CALIDAD DE CRUDO

Para los cálculos de producción en los tres centros de refinación se han utilizado los API promedios del crudo del año 2010, para Refinería de Esmeraldas, se ha programado con un crudo de 24.6 ° API, Refinería La Libertad, con un crudo de 28.0° API; y para la Refinería Shushufindi, con un crudo de 28.3 °API.

PRODUCCIÓN DE DERIVADOS

• Se considera el programa de paros de mantenimiento actualizado por la Gerencia de Refinación, en el mismo que consta la ejecución de los paros correspondientes al Proyecto de Rehabilitación de Refinería Esmeraldas durante los años 2012 y 2013 y


los paros programados para mantenimiento de unidades de los años 2012 - 2015, así como los paros de mantenimiento de las Refinerías Shushufindi y La Libertad para este mismo período. (Memorando N° 1272-RGER-REF-PLP-2011 del 4 de julio del 2011).

• El octanaje de la Nafta tratada de FCC utilizado en los cálculos es de RON 91, contenido de aromáticos de 31% vol. y contenido de azufre de 1400 ppm, promedio año 2010.

• El octanaje de la nafta reformada considerado en los cálculos es de RON 83, contenido de aromáticos 51% vol. y contenido de azufre 3 ppm, promedio año 2010.

• Para la nafta de alto octano importada se considera RON 93 octanos, 30% vol. contenido de aromáticos y un contenido de azufre de 150 ppm.

• Se considera la producción de nafta industrial, tanto en la Refinería Esmeraldas como en La Libertad, para la preparación de la gasolina Pesca Artesanal.

• No se considera la entrega de nafta de bajo octano de Refinería Esmeraldas para el sector eléctrico en ninguno de los años programados, debido a que EP Petroecuador ha decidido utilizar esa nafta para satisfacer sus necesidades de naftas de bajo octano para la preparación de las gasolinas Extra y Súper en vista de que el esquema actual de refinación es deficitario de la misma.

• Se considera la producción de Residuo para los sectores Industrial y Eléctrico en la Refinería Shushufindi.

• Durante todo el período se programa realizar transferencias de nafta de alto octano hacia el CIS desde el Terminal Beaterio o Refinería Esmeraldas para la preparación de la Gasolina Extra.

• Se programan cabotajes de Fuel Oíl #4 desde Refinería Esmeraldas hasta la Libertad para cubrir la demanda nacional de este derivado.

• Se considera la entrada del proyecto Sacha de captación de Gas en la Refinería Shushufindi a partir del año 2012, que constituye carga a la Planta de gas de Shushufindi, lo que significa un incremento en la producción de GLP y Gasolina Natural.

• No se considera transferencias de Gasolina Base desde El Beaterio hacia Refinería Esmeraldas, debido a que toda la producción de Refinería Shushufindi es utilizada para la preparación de Gasolina Extra en Refinería y en El Beaterio.

• No se considera la operación de la planta Izomerizadora de REE. Su operación estará en función de la posibilidad de incrementar la disponibilidad de nafta liviana en REE.


• No se ha considerado el aporte a la oferta de derivados del Gas Natural Líquido (GNL), por cuanto hasta la fecha en la que se han elaborado estas proyecciones aún no se define una programación general de la producción del gas natural en el país.

PAROS DE MANTENIMIENTO PROGRAMADOS DE LAS UNIDADES EN LA REFINERIA AÑO 2012: REFINERIA ESTATAL DE ESMERALDAS: Crudo 1 / Vacio 1 / Sevia 1 1 oct/2012 al 31dic/2012 = 92 días FCC/Gascon/Merox 1 ago/2012 al 31 dic/2012 = 153 días Planta de Azufre (V) 1 ago/2012 al 31 dic/2012 = 153 días HDT, CCR 21 nov/2012 al 31 dic/2012 = 41 días* HDS 5 nov/2012 al 31 dic/2012 = 57 días* * Por falta de carga La Rehabilitación de las unidades Crudo 1/ Vacío1/ Sevia1 previstas en la Fase II del Proyecto de Rehabilitación de REE, contempla entre otros trabajos la reparación de los hornos, la desaladora e independización de las unidades. Respecto a la unidad FCC, se considera principalmente el cambio del reactor/regenerador en la sección catalítica y revamping del fraccionador, GASCON, entre otros. REFINERIA LIBERTAD: Universal 04 al 26 jun/2012 = 23 días Cautivo 03 al 25 sep/2012 = 23 días REFINERIA SHUSHUFINDI: Planta de Gas 15 al 28 feb/2012 = 14 días CARGAS A REFINERIAS: Considerando el paro programado de mantenimiento de las unidades No Catalíticas 1 y Catalíticas 1, de las Refinerías de la Gerencia de Refinación, las cargas a las mismas serán las siguientes: REFINERIA ESMERALDAS: Se procesarán 31.680.000 Bls., equivalentes a procesar 99.000 Bls./día operación o al 79 % día calendario. La Unidad de FCC trabajará al 95% día operación en el periodo 01 de enero al 31 de julio/2012.


La Unidad CCR trabajará al 68.4 % día operación en el periodo 01 de enero al 20 de noviembre/2012. La unidad HDS trabajará en el período 01 de enero al 04 de noviembre del 2012, de tal manera que cubra la demanda de Diesel Premium y especifique al Diesel 2 de destilación atmosférica de REE. REFINERIA LIBERTAD: Esta refinería procesará 15’206.550 Bls., equivalentes a procesar 42.730 Bls./día operación o al 92% día calendario y 95% día operación. REFINERIA SHUSHUFINDI: Las Unidades de Crudo 1 y 2, procesarán 6’954.000 Bls. equivalentes a procesar 19.000 Bls./día operación o al 95% día calendario. La Planta de Gas de Shushufindi procesará 15.75 MMSCFD de gas rico y 55 GPM de lícuables. OTROS CONSIDERANDOS:

• La unidad HDS operará 309 del año y se parará por falta de carga los últimos 26 días de noviembre/2012 y los 31 días de diciembre/2102.

• En REE no se considera la operación de la planta Isomerizadora mientras no se disponga de carga.

• Por el paro de la unidad FCC, se dispondrá a fin del año 2012: 1.029.652 Bls de gasóleo proveniente de las unidades de vacío. La EP Petroecuador gestionará las facilidades necesarias para almacenar tanto esta producción como el stock que se tendrá a finales del 2011.

• Se considera la entrada del proyecto Sacha que aportará con 5,75 MMSCFD de gas rico a la Planta de Gas de Shushufindi.


CRONOGRAMA DE PAROS DE MANTENIMIENTO AÑO 2012

1-7

8-1

41

5-2

122

-28

29-4

5-1

112

-18

19-2

526

-34

-10

11-1

71

8-2

425

-31

1-7

8-1

415

-21

22-

2829

-56

-12

13-1

92

0-26

27-2

3-9

10-1

61

7-2

324

-30

1-7

8-1

415

-21

22-

28

29

-45-

111

2-1

819

-25

26-

12

-89

-15

16-2

22

3-2

930

-67

-13

14-2

02

1-2

728

-34

-10

11-1

71

8-2

425

-12-

89

-15

16-2

22

3-3

1

1 C

RU

DO

, VA

CIO

Y V

ISB

RE

AK

ING

1 3

año

s

2 C

RU

DO

, VA

CIO

Y V

ISB

RE

AK

ING

2 3

año

s

3 F

CC

, G

AS

CO

N,

ME

RO

X 3

año

s

4 U

NID

AD

ES

U, S

, Z1

3 a

ños

5 IS

OM

ER

IZA

DO

RA

3 a

ños

6 H

DT

/ C

CR

3 a

ños

7 H

DS

3 a

ños

8 U

NID

AD

ES

U1,

S1,

Z2

3 a

ños

1-7

8-1

41

5-2

122

-28

29-4

5-1

112

-18

19-2

526

-34

-10

11-1

71

8-2

425

-31

1-7

8-1

415

-21

22-

2829

-56

-12

13-1

92

0-26

27-2

3-9

10-1

61

7-2

324

-30

1-7

8-1

415

-21

22-

28

29

-45-

111

2-1

819

-25

26-

12

-89

-15

16-2

22

3-2

930

-67

-13

14-2

02

1-2

728

-34

-10

11-1

71

8-2

425

-12-

89

-15

16-2

22

3-3

1

1P

AR

SON

S3

año

s

2U

NIV

ERSA

L3

año

s

3C

AU

TIV

O3

año

s

1-7

8-1

41

5-2

122

-28

29-4

5-1

112

-18

19-2

526

-34

-10

11-1

71

8-2

425

-31

1-7

8-1

415

-21

22-

2829

-56

-12

13-1

92

0-26

27-2

3-9

10-1

61

7-2

324

-30

1-7

8-1

415

-21

22-

28

29

-45-

111

2-1

819

-25

26-

12

-89

-15

16-2

22

3-2

930

-67

-13

14-2

02

1-2

728

-34

-10

11-1

71

8-2

425

-12-

89

-15

16-2

22

3-3

1

1P

LAN

TA D

E G

AS

2 A

ño

s

2U

NID

AD

DE

CR

UD

O 1

3 A

ño

s

3U

NID

AD

DE

CR

UD

O 2

3 A

ño

s

DIC

IEM

BR

E

AG

OST

OM

AR

ZO

A

BR

IL

M

AY

O F

EBR

ERO

SEP

TIEM

BR

EO

CTU

BR

EN

OV

IEM

BR

E

JULI

O

AB

RIL

MA

YO

JUN

ION

OV

IEM

BR

E

DIC

IEM

BR

E S

EPTI

EMB

RE

EN

ERO

FEB

RER

O

DIC

IEM

BR

E

REF

INER

ÍA L

A L

IBER

TA

D

ITEM

UN

IDA

DFR

EC.

EN

ERO

FEB

RER

OM

AR

ZO

EN

ERO

14

día

s

23

día

s

23 d

ías

OC

TUB

RE

PA

RO

S P

RO

GR

AM

AD

OS

20

12

REF

INER

ÍA E

STA

TAL

ESM

ERA

LDA

S

ITEM

UN

IDA

DFR

EC.

SEP

TIEM

BR

E

153

día

s

OC

TUB

RE

NO

VIE

MB

RE

92 d

ías

JUN

IO

CO

MP

LEJO

IND

UST

RIA

L SH

USH

UFI

ND

I

ITEM

UN

IDA

DFR

EC.

MA

RZO

AB

RIL

MA

YO

JUN

IO

JULI

O

AG

OST

O

JU

LIO

A

GO

STO

1 agosto/2012 al 15 marzo/2013

1 octubre/2012 al 28 febrero/2013

15 al 28 febrero

4 al 26 junio

3 al 25 septiembre


REFINERÍA DEL PACÍFICO

Misión Gestionar el diseño y la construcción y operación de la refinería del Pacifico Eloy Alfaro RDP, bajo estándares internacionales de calidad, conforme al marco legal y políticas nacionales, administrando eficientemente los recursos, desarrollando procesos altamente tecnificados, asegurando el cuidado ambiental, con talento humano capacitado y comprometido, para contribuir con el desarrollo del país. Visión En el año 2016 presentarnos como el complejo refinador y petroquímico ejemplo de gestión y reconocido por la innovación de nuevos segmentos y productos industriales para el mercado nacional e internacional.

POLÍTICA Satisfacer en su totalidad la demanda de combustibles del mercado ecuatoriano y exportar los excedentes a mercados estratégicos.


Objetivo No 11 Establecer un sistema económico social, solidario y sostenible

OBJETIVO ESPECÍFICO Construir una refinería y un complejo petroquímico de 300 MBD de capacidad de procesamiento de petróleo, con tecnología de conversión profunda.

ESTRATEGIA

• Continuar la ejecución del proyecto bajo una modalidad “Fast Track”

• Con el asesoramiento financiero de un especialista

de clase mundial, desarrollar una estructura que

resulte aceptable para deuda y equity.

META Arrancar las pruebas de operación en el segundo semestre del 2015

INDICADOR DE GESTIÓN % Avance Físico Real VS Programado


GERENCIA DE TRANSPORTE Y ALMACENAMIENTO Misión Gestionar el transporte y almacenamiento de hidrocarburos, con alcance nacional y preservando el ambiente, que garantice el cumplimiento de metas fijadas de transporte y almacenamiento en la política empresarial, con estándares de calidad, cantidad, seguridad, oportunidad y rentabilidad, conformada por talento humano profesional, competente comprometida con la empresa, conforme a políticas y normativas que rigen a la normativa publica de hidrocarburos del Ecuador TRANSPORTE DE CRUDO

POLÍTICA Garantizar el transporte y almacenamiento seguro de petróleo desde los centros de producción hasta el consumo


Objetivo No. 4: Garantizar los derechos de la naturaleza y promover un ambiente sano y sustentable. Objetivo No. 11 Establecer un sistema económico social, solidario y sostenible.

OBJETIVO ESPECÍFICO Transportar la producción de crudo del Estado Ecuatoriano y de las compañías usuarias, utilizando el 100% de la capacidad instalada

ESTRATEGIA Mantener en las mejores condiciones operativas las instalaciones del Sistema del Oleoducto Transecuatoriano – SOTE

META Utilizar el 100% de la capacidad instalada para transportar 360.000 barriles de crudo por día, de una calidad promedio de 27° API.

INDICADOR DE GESTIÓN Volumen transportado / Volumen recibido

TRANSPORTE DE DERIVADOS

POLÍTICA Garantizar el transporte y almacenamiento seguro de derivados desde los centros de producción hasta el consumo



Objetivo No. 4: Garantizar los derechos de la naturaleza y promover un ambiente sano y sustentable. Objetivo No. 11: Establecer un sistema económico social, solidario y sostenible.

OBJETIVO ESPECÍFICO Transportar la producción de derivados l Estado Ecuatoriano y de las compañías usuarias, utilizando el 100% de la capacidad instalada

ESTRATEGIA Mantener en las mejores condiciones operativas las instalaciones de los poliductos, terminales y depósitos

META

Despachar 91.1 millones de barriles por terminales y refinerías. Transportar 65.5 millones de productos limpios por la red de poliductos nacional.

INDICADOR DE GESTIÓN Volumen despachado / Volumen recibido Volumen transportado / Volumen recibido


GERENCIA DE COMERCIALIZACIÓN

Misión Gestionar la comercialización de hidrocarburos, con alcance nacional y preservando el ambiente, que garantice el cumplimiento de metas fijadas de transporte y almacenamiento en la política empresarial, con estándares de calidad, cantidad, seguridad, oportunidad y rentabilidad, conformada por talento humano profesional, competente comprometida con la empresa, conforme a políticas y normativas que rigen a la normativa publica de hidrocarburos del Ecuador

POLÍTICA

Incrementar la participación en el mercado nacional e internacional de hidrocarburos Desarrollar mercados internacionales Implementar una gestión integral del desempeño humano Desarrollar la gestión del conocimiento Regular la participación en la comercialización de los

derivados y del gas licuado de petróleo (GLP)


Objetivo No. 4: Garantizar los derechos de la naturaleza y promover un ambiente sano y sustentable. Objetivo No. 11: Establecer un sistema económico social, solidario y sostenible.

OBJETIVO ESPECÍFICO

Objetivo General: 1. Incrementar la participación de mercado de combustibles en los segmentos automotriz, GLP taxis y doméstico, aerocombustibles, industrial y naviero, en el mercado nacional. Objetivo General: 2. Incrementar la eficiencia en la asignación de volúmenes de combustible en el abastecimiento a las Comercializadoras. Objetivo General: 3. Incrementar la participación de mercado de combustibles en el mercado internacional. Objetivo General: 4. Incrementar la ejecución de los presupuestos de Inversiones y Operaciones de la Gerencia de Comercialización.

ESTRATEGIA

Estrategias Objetivo 1. Desarrollar redes de comercialización para productos existentes y nuevos Promover el posicionamiento de EP PETROECUADOR en el mercado nacional Afiliar y construir nuevas estaciones de servicio Aumentar la venta de GLP doméstico en lugares que


exista infraestructura propia de plantas de envasado. Aumentar las ventas de aerocombustibles Aumentar las ventas en el segmento industrial y eléctrico mediante la captación de clientes Aumentar ventas en el segmento naviero mediante la captación de clientes. Abastecer oportunamente los productos a las Estaciones de Servicio Propias, a la Red de EP PETROECUADOR y la implementación y desarrollo de nuevos negocios. Estrategias Objetivo 2. Automatizar los procesos de asignación de volúmenes a las diferentes comercializadoras Cumplir con del Plan Operativo, y la Normativa Operativa y Ambiental de las Estaciones afiliadas a la Red de EP PETROECUADOR Estrategias Objetivo 3. Desarrollar mercados internacionales Mejorar las negociaciones para la importación y exportación de productos. Estrategias Objetivo 4. Ejecutar los presupuestos de inversión y operación con el cumplimiento de proyectos de inversión y gastos

META

Despachar 89´129.585 BLS de derivados al mercado interno Exportar 111´725.939 de crudo Exportar 6´571.925 BLS de derivados Importar 45´864.020 BLS de derivados


Barriles de derivados despachados reales/ Barriles programados Barriles de crudo exportado vs programados Barriles de derivados importados vs programados Barriles de derivados exportado vs programados

DEMANDA DE DERIVADOS

• La demanda de derivados para el período 2012 – 2015 considera el comportamiento

que ha tenido durante los últimos años.

• Respecto a la Demanda de Gasolinas Extra y Super estas presentan un crecimiento

regular ligado al crecimiento del parque automotriz nacional.

• En el caso de la Gasolina Extra con Etanol, se considera que su demanda se

normalizará con una tendencia al crecimiento según lo establecido en el alcance

inicial del plan piloto, reemplazando a la G. Extra. Además el Delegado del Ministro

de Recursos Naturales No Renovables al Comité Nacional de Biocombustibles


informó que se incorporarán 13 estaciones de servicio adicionales de la

Comercializadora Exxon Mobil en la ciudad de Guayaquil para la comercialización de

este producto.

• En cuanto a la demanda del Sector Eléctrico para el año 2012 se ha considerado lo indicado por el CENACE mediante Oficio 0405 de 4 de febrero de 2011. Para el periodo 2013 – 2015 se proyectan los volúmenes informados por el Cenace mediante correo electrónico remitido por el Ing. Max Molina copia adjunto.

• En relación al Diesel 2 y al Diesel Premium, estos productos presentan un crecimiento

regular de acuerdo al comportamiento económico nacional y la política actual de

comercialización de combustibles. Si se decide el mejoramiento de la calidad del

Diesel que consume el sector automotriz, a un Diesel de hasta 500 ppm, éste se

basará en un incremento de la importación de Diesel Premium y un decremento

proporcional en la importación del Diesel de alto azufre. En cualquier caso se

continuará importando Cutter Stock para preparación de los Fuel Oil´s. Este cambio

podría darse en el 2011 o en el 2012 y no afectaría a los datos presentados en este

informe en lo relacionado a los volúmenes a importarse, ya que lo que variará es

solamente la calidad.

• El Diesel 2 terrestre Nacional, incluye los sectores: (Fuerzas armadas, petrolero e

industrial).

• EP PETROECUADOR a partir de noviembre del 2009 asumió la comercialización a nivel

nacional de AVGAS, dando cumplimiento al Decreto Ejecutivo No. 142, art 1 de 16 de

Noviembre de 2009, el año 2010 fue un año de introducción de este producto, por lo

que para los años posteriores se considera ya un menor crecimiento tendiendo a su

estabilización en los años 2013, 2014 y 2015.

• En cuanto al GLP conforme a las estadísticas revisadas por las áreas de

comercialización, tanto de la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero como

de la EP PETROECUADOR, en la que se analizó el crecimiento poblacional, así como,

el estudio de nuevas políticas para la utilización de este producto subsidiado, se

considera un crecimiento estable del 2%.

• En la demanda de asfaltos, hay que resaltar que su comportamiento está ligado

directamente a la ejecución de las políticas que el gobierno determine para la

construcción de carreteras, por lo que ésta podría sufrir variaciones.

• Respecto a los Solventes y Spray Oil, la oferta tanto en volumen como en calidad será cubierta de acuerdo a la capacidad de producción de la Refinería de La Libertad.

• La demanda de derivados para el período 2012 – 2015 considerada que ha tenido

durante los últimos años.


• Respecto a la Demanda de Gasolinas Extra y Super estas presentan un crecimiento

regular ligado al crecimiento del parque automotriz nacional.

• En el caso de la Gasolina Extra con Etanol, se considera que su demanda se

normalizará con una tendencia al crecimiento según lo establecido en el alcance

inicial del plan piloto, reemplazados a la G. Extra. A demás el Delegado del Ministro

de Recursos Naturales No renovables al Comité Nacional de Biocombustibles informo

que se incorporara 13 estaciones de servicio adicionales de la Comercialización Exxon

Mobil en la ciudad de Guayaquil para la comercialización de este producto.

• En cuanto a la demanda del Sector Eléctrico para el año 2012 se ha considerado lo

indicado por el CENACE mediante Oficio 0405 de 4 de febrero de 2011. Para el

periodo 2013 – 2015 se proyectan los volúmenes informados por el Cenace mediante

correo electrónico remitido por el Ing. Max Molina copia adjunto.

• En relación al Diesel 2 y al Diesel Premium, estos productos presentan un crecimiento

regular de acuerdo al comportamiento económico nacional y la política actual de

comercialización de combustibles. Si se decide el mejoramiento de la calidad del

Diesel que consume el sector automotriz, a una Diesel de hasta 50ppm, este se

basara en un incremento de la importación de Diesel Premium y un decremento

proporcional en la importación del Diesel de alto azufre. En cualquier caso se

continuara importando Cutter Stock para preparación de los Fuel Oil’s. este cambio

• EP PETROECUADOR a partir de noviembre del 2009 asumió la comercialización a nivel

nacional de AVGAS, dando cumplimiento al Decreto Ejecutivo No. 142, art 1 de 16 de

Noviembre de 2009, el año 2010 fue un año de introducción de este producto, por lo

que para los años posteriores se considera ya un menor crecimiento tendiendo a su

estabilización en los años 2013 y 2014.

• En cuanto al GLP conforme a las estadísticas revisadas por las áreas de

comercialización, tanto de la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero como

de la EP PETROECUADOR, en la que se analizó el crecimiento poblacional, así como,

el estudio de nuevas políticas para la utilización de este producto subsidiado, se

considera un crecimiento estable del 2%.

• En la demanda de asfaltos, hay que resaltar que su comportamiento está ligado

directamente a la ejecución de las políticas que el gobierno determine para la

construcción de carreteras, por lo que ésta podría sufrir variaciones.

• Respecto a los Solventes y Spray Oil, la demanda será cubierta de acuerdo a la capacidad de producción de las Refinerías.


IMPORTACIONES: Para el período comprendido enero-diciembre 2012 se importarán los siguientes derivados: Diesel 2 : 17.280.000 Bls. Diesel Premium : 480.000 Bls NAO : 12’000.000 Bls. G. Extra : 1’920.000 Bls. GLP : 871.993 TM AVGAS : 36.000 Bls. DILUYENTE : 3.990.000 Bls.

En el año 2012 se exportarán: 5´971.925 Bls de Fuel Oil #6 y 600.000 Bls de gasóleos. En esta programación se ha tomado en cuenta los días de stock de seguridad para los diferentes productos de la siguiente manera: Diesel 2 : 15 días. G. Extra : 13 días. GLP : 12 días. OBSERVACIONES

• No se entregará en lo sucesivo nafta para el sector eléctrico, por cuanto la nafta de bajo octano de REE se destinará a la preparación de G. Extra.

• En el 2012 la oferta de Fuel Oil 4 y Fuel Oil 6 nacional cubre estrictamente la demanda sin un stock de seguridad, su stock de seguridad lo constituye el Fuel Oil 6 de exportación, que se dejaría de exportar si las necesidades del sector eléctrico así lo requieran.

• Por el paro de la Unidad FCC, en el año 2012, se prevé almacenar 1.029.652 Bls y exportar 600.000 Bls de gasóleos, para lo cual la EP Petroecuador realizará las gestiones pertinentes.


GERENCIA DE DESARROLLO ORGANIZACIONAL

Misión Gestionar la provisión de recursos y servicios, con alcance nacional, preservando el medio ambiente y viabilizando las operaciones hidrocarburíferas con el fin dar cumplimiento a los objetivos establecidos en la política empresarial, con estándares de calidad, seguridad, oportunidad, rentabilidad y talento humano calificado.

POLÍTICA

Apoyar el cumplimiento de metas y compromisos empresariales a través de la provisión adecuada y oportuna de recursos, servicios administrativos, de la documentación, transportes y activos fijos; con la integración y coordinación de las diversas áreas que intervienen en los procesos y contribuir al desarrollo de las actividades operativas y administrativas de la EP PETROECUADOR.


Objetivo No 11: Establecer un sistema económico solidario y sostenible

OBJETIVOS ESPECÍFICO Administrar los recursos adecuadamente a fin de cumplir con la misión de los servicios corporativo e incrementar el bienestar laboral.

ESTRATEGIA

• Realizar un diagnóstico del clima laboral institucional y coordinar con el IEP para definir, planificar, establecer e implementar un plan de capacitación acorde con la misión y visión de la empresa, para mejorar la calidad de vida de los servidores y obreros y elevar la eficiencia de sus puestos de trabajo.

• Evaluar periódicamente lo planificado con lo ejecutado y reprogramar las actividades y tareas acorde a las necesidades empresariales y la política Institucional

• Definir, validar y difundir políticas y procedimientos que permitan promover el uso adecuado de los bienes y servicios de la Empresa.

• Distribuir y readecuar los espacios físicos acorde a las necesidades técnicas y funcionales de las dependencias de la Empresa.

• Evaluar, proyectar, planificar e implantar sistemas unificados internos y/o externos que permitan un adecuado control de los bienes muebles e inmuebles y documentación.

• Formular, difundir e implementar la metodología para establecer, validar y aprobar el PAC para la adquisición de bienes y contratación de servicios a fin de dar cumplimiento a los objetivos definidos en las áreas administrativas y operativas.


• Fortalecer los procesos administrativos y operacionales, implementando planes de continuidad basados en una nueva arquitectura tecnológica empresarial que permitan reducir tiempo, disminuir costos y apalancar procesos críticos de la empresa.

META

• Socializar, validar y aplicar en el 2012 el manual de clasificación de puestos por competencias.

• Cumplir el 80% del Plan de Capacitación, acorde a los requerimientos de las Gerencias, a efecto de incrementar el clima laboral porcentualmente en un 3% en forma periódica.

• Distribuir en un 100% al personal de acuerdo a nueva estructura organizacional en el 2012.

• Presentar informes mensualizados de los estados financieros, ejecución presupuestaria, cumplimiento del plan de capacitación y plan anual de contratación.

• Alcanzar el 80% de satisfacción de los clientes internos y externos en la prestación de servicios administrativos.

• Ejecutar el 70% de readecuaciones planificadas.

• Hasta junio de 2012 contratar el servicio externo para la administración del archivo pasivo.

• Contratar un servicio especializado de revalorización de activos fijos y ejecutar en un 10%.

• Lograr la administración y control del 100% del parque automotor de la EP PETROECUADOR en base a un sistema electrónico unificado.

• Procesar hasta el segundo cuatrimestre el 70% de los requerimientos establecidos en el PAC 2012 y el 30% restante máximo hasta finales del tercer cuatrimestre del ejercicio económico.

• Al finalizar el año 2012 disponer de un Catálogo de los servicios brindados por TICS.

• Hasta el año 2013 establecer y gestionar el 100% de los acuerdos de niveles de servicio negociados con los clientes de TICS.

• Al año 2015 llegar a un nivel de disponibilidad del 99,9% en los servicios brindados por TICS.


• Total de puestos con perfiles revisados y actualizados / total de puestos de la empresa (*100%)

• Total de personal de la empresa - personal capacitado / personal que esta sobre el 85% de la brecha

• Informes presentados a tiempo / total de informes presentados

• (Número de clientes atendidos satisfechos / Total de clientes atendidos) *100%

• (Readecuaciones ejecutadas / Readecuaciones


planificadas) * 100%

• (# de documentos digitalizados / Total de documentos) * 100%

• (# activos fijos revalorizados / Total de activos fijos) * 100%

• (# de vehículos ingresados al sistema automatizado / Total de vehículos de la empresa) * 100%

• (Requerimientos Generados / Requerimientos establecidos en el PAC 2012) * 100%

• (Presupuesto Ejecutado Real + Ahorro / Presupuesto Aprobado) * 100%

• Índice de Servicios Negociados: No. de Acuerdos de Servicio / No. de Servicios Catalogados.

• % Disponibilidad: No. de horas servicio brindado / No. horas de servicio acordado


GERENCIA DE SEGURIDAD, SALUD Y AMBIENTE Misión Gestionar la preservación del ambiente y garantizar la seguridad y salud en todas las fases de las operaciones hidrocarburíferas, con estándares de calidad, oportunidad y rentabilidad, con un alto compromiso con la gestión social, personal competente y comprometido, que permitan el cumplimiento de la política empresarial.

POLÍTICA Preservar el medio ambiente


Objetivo No. 4: Garantizar los derechos de la naturaleza y promover un ambiente sano y sustentable.

OBJETIVOS ESPECÍFICOS

• Incrementar la gestión ambiental en las áreas que realizan actividades hidrocarburíferas de responsabilidad de EP PETROECUADOR

• Incrementar la remediación y rehabilitación de áreas afectadas por actividades hidrocarburíferas.

• Incrementar la gestión de relacionamiento comunitario con base al cumplimiento de la normativa ambiental y los derechos humanos

• Incrementar las condiciones de salud, trabajo y ambiente laboral del personal de la empresa EP PETROECUADOR

• Reducir el nivel de riesgo de seguridad física de las personas de EPPETROECUADOR y sus instalaciones

ESTRATEGIAS

• Incrementar la prevención a los impactos ambientales negativos en los componentes aire, agua y suelo.

• Reducir el material contaminado

• Reducir las fuentes de contaminación identificadas.

• Incrementar la gestión de los programas de compensación

• Incrementarla Gestión de Indemnizaciones

• Reducir la morbilidad general en las actividades hidrocarburíferas de responsabilidad de EP PETROECUADOR

• Incrementar la prevención y el control de los riesgos relacionados con la actividad empresarial

• Incrementar el nivel de seguridad de EP PETROECUADOR.

• Incrementar la cultura de autoprotección personal


METAS

• Cumplir el 100% de los planes de manejo en el año 2012

• Remediar 94.154 m3 de material contaminado.

• Cumplir con el 100% de los Proyectos Sociales programados en las áreas de influencia de las actividades inherentes a la industria en cumplimiento a leyes y normas vigentes.

• Reducir la morbilidad general en un 2% en la EP PETROECUADOR con respecto al año anterior.

• Reducir la tasa de riesgo de la EP PETROECUADOR en un 1% con respecto al año anterior.

• Cumplir el 100% de las recomendaciones programadas de los Estudios de Seguridad.

INDICADORES DE GESTIÓN

• Porcentaje de cumplimiento de los planes de Manejo Ambiental.

• Volumen de material remediado.

• Porcentaje de Cumplimiento de los Proyectos Sociales Programados.

• Índice de morbilidad general.

• Tasa de Riesgos de la EP PETROECUADOR.

• Porcentaje de cumplimiento de las recomendaciones programadas de los Estudios de Seguridad Física.


GERENCIA DE GAS NATURAL Con resolución No. DIR-EPP-43-2010-11-15, el Directorio de la Empresa Pública de Hidrocarburos EP PETROECUADOR resuelve:

• Modificar el Orgánico Funcional de EP Petroecuador, incorporando la Unidad de Negocios de Gas Natural, área administrativa-operativa dependiente directa de la Gerencia General, que será dirigida por un administrador con poder especial para el cumplimiento de las atribuciones que le sean conferidas por el Gerente Genera, para desarrollar actividades de manera desconcentrada, relacionada con el ámbito del Gas Natural.

• Delegar al Gerente General apruebe de manera provisional el orgánico funcional para el funcionamiento de esta unidad de negocio

• Delegar al Gerente General disponga la reprogramación del presupuesto para la asignación de los recursos necesarios para esta Unidad de Negocio.

Y mediante resolución No. 2010192 de fecha 9 de diciembre del 2010, el Gerente General de EP Petroecuador resuelve:

• Declarar en emergencia la gestión de los recursos naturales no renovables del Bloque 3, así como el inicio y desarrollo operacional del citado Bloque, a fin que se ejecute el proceso de transición ordenado con la compañía EDC ECUADOR LTD., por el lapso de 120 días, con el objetivo de mantener los niveles de producción y operación que actualmente existen, durante el citado plazo se hará efectiva la operación de dicho campo por parte de la EP Petroecuador a través de la Unidad de Negocio de Gas Natural.

Misión

La Gerencia de Gas Natural gestionará la exploración producción, transporte y comercialización de Gas Natural con alcance Nacional, Internacional preservando el ambiente, garantizando el cumplimiento de las metas fijadas de exploración y explotación en la Política Empresarial, con estándares de calidad, cantidad, seguridad, oportunidad y rentabilidad; conformada por talento humano profesional, competente y comprometido con la Empresa, conforme a las políticas y normativas que rigen a la Empresa Pública de Hidrocarburos del Ecuador EP PETROECUADOR.

POLÍTICAS

• Intensificar la actividad exploratoria que permita el descubrimiento de nuevos prospectos y ampliar el horizonte gasífero del País.

• Las actividades de la Gerencia de Gas Natural propenderán hacia el cambio de la matriz energética nacional, lo que significará, que el uso del mismo a más de sus características favorables con el medio ambiente, signifique ingentes ahorros al erario nacional.

• Incrementar y/o mantener el volumen de producción de gas e hidrocarburos, en los campos operados directamente por la Gerencia de Gas Natural

• Desarrollar actividades velando por la protección y prevención


ambiental, de acuerdo con el reglamento Ambiental y las normas Internacionales.

• Aplicar sistemas transparentes en todos los procesos administrativos, operativos y financieros.

OBJETIVO SENPLADES

Objetivo No. 4: Garantizar los derechos de la naturaleza y promover un ambiente sano y sustentable. Objetivo No 11: Establecer un sistema económico solidario y sostenible

OBJETIVOS ESPECÍFICOS

1.- Incremento de producción de gas natural. 2.- Incremento de reservas de gas natural petróleo.

ESTRATEGIAS

• Registro, Proceso e Interpretación Sísmica 3D (400 km2x 60.000)

• (Geología) Exploración Geoquímica del Fondo Marino Área Amistad

• Recompletación con Gravel Pack (Pozo Amistad 11 y 12)

• Perforación de Pozos Exploratorios (Gas) Pozo Amistad Norte01X

• Perforación de Pozos Exploratorios (Crudo) Pozo FR 01X

META

• Producir 30.137 Millones de pie cúbicos anuales de Gas Natural para el 2012, equivalentes a 82.4 millones de pies cúbicos por día, donde el incremento ocurrirá con 10 millones al realizar la Recompletación del Gravel Pack entre los meses de febrero y marzo, posteriormente se realizara una perforación de Pozo Exploratorio en el Campo Amistad Norte 01X en el mes de abril lo que incrementara la producción diaria en 10 millones de pies cúbicos, y en el segundo semestre se realizara la Pozos de Desarrollo en los campos Amistad 13, 14 y 15 con un incremento de 10 millones de pies cúbicos en cada pozo programado para los meses de agosto, octubre y noviembre.

• Adicionalmente se realizara una perforación de pozo Exploratorio de Crudo en el Campo FR 01X con una producción diaria de 1.000 Barriles aproximadamente en el mes de Junio.


Pies Cúbicos producidos reales/ Pies Cúbicos programados

A continuación se presenta la estimación de la meta de producción de gas natural:


PRODUCCION DE GAS NATURAL 2012

PIES CUBICOS BOCA DE POZO

MES VOLUMEN PROMEDIO DIARIO

ENERO 1,705,000,000 55,000,000

FEBRERO 1,652,000,000 59,000,000

MARZO 2,015,000,000 65,000,000

ABRIL 2,250,000,000 75,000,000

MAYO 2,325,000,000 75,000,000

JUNIO 2,250,000,000 75,000,000

JULIO 2,325,000,000 75,000,000

AGOSTO 2,790,000,000 90,000,000

SEPTIEMBRE 2,700,000,000 90,000,000

OCTUBRE 3,255,000,000 105,000,000

NOVIEMBRE 3,150,000,000 105,000,000

DICIEMBRE 3,720,000,000 120,000,000

TOTAL 30,137,000,000 82,416,666.67

PRODUCCION DE BARRILES DE CRUDO 2012

BARRILES POR DIA

MES VOLUMEN PROMEDIO DIARIO

ENERO - -

FEBRERO - -

MARZO - -

ABRIL - -

MAYO - -

JUNIO 30,000 1,000

JULIO 31,000 1,000

AGOSTO 31,000 1,000

SEPTIEMBRE 30,000 1,000

OCTUBRE 31,000 1,000

NOVIEMBRE 30,000 1,000

DICIEMBRE 31,000 1,000

TOTAL 214,000 1,000


CUADROS RESUMEN METAS OPERATIVAS 2012

CUADRO 2. PRODUCCIÓN DE CRUDO Año 2012

Cifras en miles de barriles

• La producción de crudo del año 2012 (EP Petroecuador y Río Napo), será mayor a la ejecutada en el 2011 en 9.1 millones de barriles, es decir que se incrementará el 12,3 %; mientras que con respecto a lo programado 2011 el porcentaje será mayor en un 9,3%.

• EP PETROECUADOR incrementará su producción para el año 2012 en 5.3 millones de barriles equivalentes a 9,6% con respecto a lo ejecutado en el año 2011.

• Operadora Rio Napo incrementará su producción en 3.7 millones de barriles de crudo con un incremento del 20,7% con respecto a lo ejecutado en el año 2011. (De acuerdo con las proyecciones enviadas por la S. H.).

CUADRO 3. PRODUCCIÓN DE CRUDO Año 2012

Cifras en barriles día

EJECUTADO BLS.

EJECUTADO%

POA REPROG. %

EP PETROECUADOR 52.036 55.301 60.589 5.288 9,6% 16,4%Lago Agrio 4.985 3.724 4.007 282 7,6% -19,6%Libertador 6.518 6.841 6.623 -217 -3,2% 1,6%Auca 14.308 16.718 19.012 2.294 13,7% 32,9%Shushufindi 16.644 19.131 21.413 2.282 11,9% 28,7%Cuyabeno 8.760 8.133 8.522 389 4,8% -2,7%PUCUNA 820 738 991 253 34,2% 20,8%PACOA 16 22 6 35,8%

RIO NAPO 23.537 18.233 22.016 3.783 20,7% -6,5%Sacha 23.537 18.233 22.016 3.783 20,7% -6,5%

EP PETROECUADOR + RÍO NAPO 75.573 73.534 82.605 9.071 12,3% 9,3%

PETROAMAZONAS EP (b) 58.225 57.301 59.027 1.726 3,0% 1,4%

S.H. (Cías Privadas) (b) 48.564 51.202 46.376 -4.826 -9,4% -4,5%

TOTAL NACIONAL 182.363 182.037 188.008 5.971 3,3% 3,1%Fuente: POA Reprogramado 2011 EP PETROECUADOR, MRNNR Secretaría de Hidrocarburos


DETALLEEJECUTADO

2011 (a)

VARIACIÓN POA 2012/2011POA 2012

POA REPROG.

2011

EJECUTADO BLS.

EJECUTADO%

POA REPROG.

%

EP PETROECUADOR 142.565 151.508 165.543 14.035 9,3% 16,1%Lago Agrio 13.659 10.203 10.947 743 7,3% -19,9%Libertador 17.858 18.741 18.096 -645 -3,4% 1,3%Auca 39.200 45.801 51.944 6.143 13,4% 32,5%Shushufindi 45.599 52.413 58.506 6.093 11,6% 28,3%Cuyabeno 24.001 22.283 23.284 1.001 4,5% -3,0%PUCUNA 2.247 2.022 2.706 685 33,9% 20,4%PACOA 44 60 16 35,4%

RIO NAPO 64.486 49.954 60.153 10.199 20,4% -6,7%Sacha 64.486 49.954 60.153 10.199 20,4% -6,7%

EP PETROECUADOR + RÍO NAPO 207.050 201.462 225.696 24.234 12,0% 9,0%

PETROAMAZONAS EP (b) 159.521 156.990 161.277 4.287 2,7% 1,1%

S.H. (Cías Privadas) (b) 133.053 140.279 126.709 -13.570 -9,7% -4,8%

TOTAL NACIONAL 499.624 498.731 513.682 14.951 3,0% 2,8%Fuente: POA Reprogramado 2011 EP PETROECUADOR, MRNNR Secretaría de Hidrocarburos


EJECUTADO2011 (a)

POA 2012

POA REPROG.

2011DETALLE



CUADRO 4. TRANSPORTE DE CRUDO Año 2012


• El SOTE durante el año 2012, bombeará tres clases de crudo: uno de un crudo de 28,1° API, para la Refinería La Península, uno de 25,5° API para la Refinería Esmeraldas y un tercero de crudo mezcla para la exportación 23,4° API. Transportará un promedio de 360.000 b/d durante el transcurso del año.

• El OCP operará normalmente y transportará la producción que le corresponde como prestación de servicios compañías Privadas. Para el 2012 está previsto que transportará, un promedio de 123.752 b/d de crudo 19° API aproximadamente.

CUADRO 5. EXPORTACIÓN DE CRUDO


• El volumen de exportación de EP PETROECUADOR, se estableció en 111.7 millones de barriles, con un incremento del 5,1% equivalentes a 5.4 millones de barriles con respecto a lo ejecutado del año 2011.

• Cabe señalar que EP PETROECUADOR es el representante del Estado en lo que se refiere a exportación de crudo, por lo que incluye el crudo de: EP Petroecuador, Río Napo, Petroamazonas EP y Secretaría de Hidrocarburos (Margen de Soberanía + Saldo Exportable de los Contratos de Prestación de Servicios). Las Compañías Privadas exportarán 21.5 millones de barriles correspondientes al pago de tarifa de acuerdo con la renegociación de los contratos petroleros.

EJECUTADO BLS.

EJECUTADO%

POA REPROG.

%

SOTE 129.995 127.565 137.486 9.922 7,8% 5,8% Promedio diario 356 349 376 26 7,5% 5,5%

OCP 47.122 46.468 45.293 (1.175) -2,5% -3,9% Promedio diario 129 127 124 (4) -2,8% -4,1%

TOTAL 177.117 174.032 182.780 8.747 5,0% 3,2% Promedio diario 485 477 499 23 4,7% 2,9%




EJECUTADO2011 (a)

OLEODUCTO

VARIACIÓN POA 2012/2011POA REPROG.

2011

POA 2012

EJECUTADO BLS.

EJECUTADO%

POA REPROG.

%

EP PETROECUADOR 100.035 106.312 111.726 5.413 5,1% 11,7% (PEC+RN+PAM+SH Estado)

COMPAÑÍAS PRIVADAS 23.143 17.159 21.572 4.413 25,7% -6,8% (SH Pago Tarifa)

TOTAL 123.178 123.471 133.298 9.827 8,0% 8,2%




EJECUTADO2011 (a)

POA REPROG.

2011


EMPRESA


CUADRO 6. CARGAS DE CRUDO Año 2012


� La Refinería de Esmeraldas requerirá 31,7 millones barriles de crudo. Implica trabajar

al 90% de su capacidad operativa. Volumen inferior en 12,5 % frente a la ejecución del año 2011; mientras que el porcentaje frente a lo programado con el mismo año es de – 12,3%, esto se debe a la programación de paros para el año 2012.

� La Refinería de La Libertad operará al 95%, con una carga de15.2 millones de barriles, volumen mayor en 2,4 % con respecto a la ejecución del año 2011 y de - 0,6% con respecto a lo programado del mismo año.

� La Refinería Amazonas operará al 95% de su capacidad, con una carga de 6,9 millones de barriles, volumen mayor en 6,6% con respecto al ejecutado 2011 y de 11,8% frente a lo programado 2011.

CUADRO 7. PRODUCCIÓN DE DERIVADOS


• En el año 2012 tendremos un volumen de producción de derivados de 64.8 millones de barriles, equivalente a un decremento 7,7% con respecto a lo ejecutado en el año 2011; y menos 6,4% en relación con lo programado en el 2011.

• La disminución de la producción de derivados para el año 2012 se debe a los paros programados anteriormente descritos.

EJECUTADO BLS.

EJECUTADO%

POA REPROG.

%

ESMERALDAS 36.135 36.202 31.680 (4.522) -12,5% -12,3%

LIBERTAD 15.303 14.848 15.207 359 2,4% -0,6%

AMAZONAS 6.223 6.523 6.954 431 6,6% 11,8%

TOTAL 57.660 57.573 53.841 (3.732) -6,5% -6,6%




EJECUTADO2011 (a)


POA REPROG.

2011REFINERÍA

EJECUTADO BLS.

EJECUTADO%

POA REPROG.

%

GASOLINAS 18.689 19.732 19.532 (200) -1,0% 4,5%DIESEL OIL 10.863 11.664 9.102 (2.562) -22,0% -16,2%DIESEL PREMIUM 2.683 1.580 2.969 1.389 87,9% 10,7%FUEL OIL # 4 10.356 9.892 10.531 639 6,5% 1,7%FUEL OIL # 6 EXPORTACIÓN 9.388 10.557 5.972 (4.585) -43,4% -36,4%GLP 2.278 2.526 2.000 (526) -20,8% -12,2%JET A1 2.842 2.790 2.861 72 2,6% 0,7%ASFALTOS 2.256 2.204 2.346 142 6,4% 4,0%CRUDO REDUCIDO 3.249 3.403 3.664 261 7,7% 12,8%OTROS 6.630 5.874 5.812 (63) -1,1% -12,3%

TOTAL 69.234 70.223 64.790 -5.433 -7,7% -6,4%Nota: (a) Ejecutado 2011 Enero - Octubre real y Noviembre - Diciembre estimado



POA 2012


PRODUCTOSPOA

REPROG. 2011

EJECUTADO2011 (a)


CUADRO 8. CONSUMO DE DERIVADOS


� Para el año 2012 se estima que el consumo de derivados, se incrementará en 6.4

millones de barriles, correspondientes al 7,7% con respecto a lo ejecutado en el año 2011, que guarda armonía con las expectativas de crecimiento de la economía del país de los últimos años y con las proyecciones de demanda del sector eléctrico, de acuerdo a la información presentada por el Centro Nacional de Control de la Energía(CENACE)

CUADRO 9. IMPORTACIÓN DE DERIVADOS Año 2012


� El decremento de producción de derivados hidrocarburíferos, por parte de las refinerías, determina que sea necesario importar un volumen de 45.9 millones de barriles, en donde se incluye productos como Diesel 2 y Premium, GLP, Nafta de Alto Octano, Cutter Stock, Gasolina Extra, Jet Fuel y Avgas, estas importaciones se estiman con la finalidad de no desabastecer el mercado nacional.

EJECUTADO BLS.

EJECUTADO%

POA REPROG.

%

GASOLINAS 21.733 22.287 23.682 1.395 6,3% 9,0%DIESEL OIL 25.008 25.247 26.164 917 3,6% 4,6%DIESEL PREMIUM 3.037 2.805 3.526 721 25,7% 16,1%FUEL OIL # 4 10.356 9.526 10.531 1.005 10,5% 1,7%GLP 11.937 11.709 12.176 467 4,0% 2,0%JET A1 2.614 2.589 2.679 90 3,5% 2,5%ASFALTOS 2.256 2.203 2.346 143 6,5% 4,0%OTROS 7.992 6.413 8.025 1.613 25,1% 0,4%

TOTAL 84.933 82.778 89.130 6.352 7,7% 4,9%Nota: (a) Ejecutado 2011 Enero - Octubre real y Noviembre - Diciembre estimado



POA REPROG.

2011

POA 2012

EJECUTADO2011 (a)

VARIACIÓN POA 2012/2011PRODUCTOS

EJECUTADO BLS.

EJECUTADO%

POA REPROG.

%

NAFTA DE ALTO OCTANO 9.720 11.044 12.000 956 8,7% 23,5%

GASOLINA EXTRA 2.280 1.533 1.920 387 25,2% -15,8%

DIESEL 2 13.320 12.855 17.280 4.425 34,4% 29,7%

DIESEL PREMIUM 360 2.642 480 -2.162 -81,8% 33,3%

GLP 9.689 9.946 10.158 212 2,1% 4,8%

CUTTER STOCK 3.780 3.557 3.990 210 5,6%

JET A1 0 0

AVGAS 28 33 36 3 10,5% 28,6%

TOTAL 39.177 41.609 45.864 4.255 10,2% 17,1%




POA REPROG.

2011

POA 2012

PRODUCTOSEJECUTADO

2011 (a)



CUADRO 9. EXPORTACIÓN DE DERIVADOS Año 2012


• Una vez satisfecha la demanda interna de derivados se hace necesario exportar el excedente de combustibles como es el caso de Nafta Base, Fuel Oil # 6 y Gasóleos por un volumen de 6,5 millones de barriles durante el año 2012.

EJECUTADO BLS.

EJECUTADO%

POA REPROG.

%

FUEL OIL # 6 10.450 11.127 5.972 (5.155) -46,3% -42,9%

NAFTA DEBUTANIZADA 360 725 0 (725)

GASOLEOS 600 600

FUEL OIL # 4 230 (230)

TOTAL 10.810 12.082 6.572 (5.510) -45,6% -39,2%




EJECUTADO2011 (a)

POA 2012

VARIACIÓN POA 2012/2011POA REPROG.

2011PRODUCTOS


CUADROS MENSUALES OPERATIVOS ENERO-DICIEMBRE 2011


CA

MP

OS

EN

ER

OF

EB

RE

RO

MA

RZ

OA

BR

ILM

AY

OJU

NIO

JULI

OA

GO

ST

OS

EP

TIE

MB

RE

OC

TU

BR

EN

OV

IEM

BR

ED

ICIE

MB

RE

Pro

m. B

ls/d

iaB

AR

RIL

ES

/AÑ

O1

3129

313

031

3031

31

3031

303

136

6B

LS.

A. E

MP

RE

SA

S P

UB

LIC

AS

379.

581

383.

158

385.

309

387.

324

391.

858

392.

631

393.

120

392.

228

390.

454

389.

224

389.

884

390.

244

388.

767

142.

288.

866

1

. EP

PE

TR

OE

CU

AD

OR

21

4.47

2

21

6.78

2

21

8.39

9

22

0.66

7

22

4.83

5

22

6.44

0

22

7.90

4

22

9.53

9

22

9.73

7

23

1.42

2

23

2.76

1

23

5.03

7

22

5.69

6

82

.604

.686

1

.1 M

AT

RIZ

(A

MA

ZO

NIC

A, A

LIA

NZ

AS

Y P

EN

INS

ULA

)15

8.09

8

15

9.96

9

16

0.67

1

16

2.36

4

16

5.58

2

16

6.77

6

16

6.80

4

16

8.04

7

16

7.57

7

16

9.13

0

16

9.88

9

17

1.39

1

16

5.54

3

60

.588

.704

1

.1.1

EP

PE

TRO

EC

UA

DO

R R

EG

ION

AM

AZ

ON

ICA

150.

059

151.

500

152.

023

153.

540

156.

583

157.

594

157.

440

158.

512

157.

874

159.

261

159.

849

161.

038

156.

289

57.2

01.6

14

Lag

o A

grio

3.16

0

3.14

3

3.12

5

3.10

6

3.08

8

3.07

0

3.05

2

3.03

4

3.01

6

2.99

9

2.98

1

2.96

4

3.06

1

1.12

0.37

3

Dur

eno

-Gu

anta

4.37

4

4.35

2

4.32

9

4.30

7

4.28

4

4.26

2

4.34

0

4.51

7

4.59

4

4.67

0

4.84

5

5.02

1

4.49

2

1.64

4.05

8

Sh

ush

ufin

di-A

guar

ico

45.2

13

45

.372

45.3

32

45

.541

45.6

01

45

.959

46.5

14

47

.064

47.1

11

47

.358

47.6

04

48

.046

46.3

97

16

.981

.200

C

obra

576

571

567

563

558

554

550

546

542

538

534

530

553

202.

287

Dra

go10

.304

10.7

30

10

.957

10.8

82

11

.008

11.1

33

11

.559

11.6

81

11

.799

12.1

20

12

.436

12.7

51

11

.449

4.19

0.44

0

Con

dora

zo S

uro

este

112

111

110

110

109

108

107

106

106

105

104

103

107

39.2

53

Yu

ca4.

140

4.

077

4.

016

3.

956

3.

896

3.

838

3.

781

3.

724

3.

668

3.

613

3.

558

3.

505

3.

814

1.

395.

766

A

uca

-Au

ca S

ur

28.8

40

29

.646

30.3

72

31

.739

34.6

81

35

.134

34.1

78

34

.304

33.8

75

34

.517

34.3

65

34

.215

32.9

98

12

.077

.436

C

onon

aco

5.92

0

5.83

1

5.74

4

5.65

7

5.57

2

5.48

8

5.40

7

5.32

5

5.24

5

5.16

6

5.28

9

5.70

8

5.52

9

2.02

3.61

1

Ara

za21

9

21

6

21

2

55

7

54

8

53

9

53

0

52

1

51

2

50

4

49

6

48

8

44

6

16

3.15

5

L

iber

tad

or(P

ich

inch

a-S

ecoy

a-S

huar

a-S

hush

uqui

)10

.788

10.8

99

11

.013

10.8

75

10

.740

10.6

06

10

.822

10.9

37

10

.801

10.9

15

11

.029

11.1

40

10

.881

3.98

2.41

0

Te

tete

-Tap

i1.

807

1.

775

1.

744

1.

713

1.

683

1.

653

1.

624

1.

595

1.

567

1.

539

1.

512

1.

486

1.

641

60

0.63

5

C

uyab

eno

-San

sah

uari

14.0

01

14

.136

14.1

23

14

.258

14.3

93

14

.427

14.4

09

14

.542

14.6

75

14

.805

14.9

36

14

.965

14.4

73

5.

297.

184

F

ron

tera

-Rum

iya

cu68

6

67

3

66

1

64

8

63

6

62

4

61

3

60

2

59

1

88

0

86

5

1.

051

71

1

26

0.39

6

V

HR

7.

254

7.

206

7.

157

7.

111

7.

063

7.

016

6.

969

6.

922

6.

876

6.

830

6.

785

6.

740

6.

993

2.

559.

613

A

taca

pi

5.26

7

5.12

2

4.98

1

4.84

4

4.81

1

4.88

0

4.74

7

4.91

5

4.78

0

4.64

8

4.52

0

4.39

6

4.82

5

1.76

5.96

5

Pa

rah

uacu

3.09

9

3.08

1

3.06

3

3.19

4

3.47

6

3.60

5

3.58

4

3.56

3

3.54

3

3.52

2

3.50

1

3.48

2

3.39

4

1.24

2.11

2

Tip

ish

ca-H

uai

co-V

inita

-Bla

nca

1.92

0

1.90

0

1.88

1

1.86

2

1.84

4

1.82

6

1.80

8

1.79

0

1.77

2

1.75

4

1.73

6

1.71

9

1.81

7

665.

157

Pu

cun

a2.

380

2.

659

2.

637

2.

615

2.

593

2.

870

2.

846

2.

823

2.

800

2.

776

2.

753

2.

730

2.

706

99

0.56

3

E

P P

ET

RO

EC

UA

DO

R B

LO

QU

E 1

1"C

rist

al,R

ubi

"-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

E

P P

ET

RO

EC

UA

DO

R "

Ch

ara

pa"

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

1.1

.2 E

P P

ETR

OE

CU

AD

OR

ALI

AN

ZAS

OP

ER

AT

IVA

S7.

982

8.

414

8.

594

8.

772

8.

948

9.

123

9.

296

9.

468

9.

638

9.

806

9.

978

10

.293

9.

195

3.

365.

306

1

.1.2

.1 C

ule

bra-

Yu

leb

ra-A

nac

ond

a7.

982

8.

414

8.

594

8.

772

8.

948

9.

123

9.

296

9.

468

9.

638

9.

806

9.

978

10

.293

9.19

5

3.36

5.30

6

1.1

.3 E

P P

ETR

OE

CU

AD

OR

PE

NIN

SU

LA B

LOQ

UE

1 "

Pac

oa"

57

55

54

52

51

60

68

67

65

63

62

60

60

21

.785

1

.2 S

UB

SID

IAR

IAS

56.3

74

56.8

13

57.7

28

58.3

03

59.2

53

59.6

64

61.1

00

61.4

92

62.1

60

62.2

92

62.8

72

63.6

46

60.1

53

22.0

15.9

82

1.

2.1

RIO

NA

PO

(S

AC

HA

)56

.374

56.8

13

57

.728

58.3

03

59

.253

59.6

64

61

.100

61.4

92

62

.160

62.2

92

62

.872

63.6

46

60

.153

22.0

15.9

82

2. P

ET

RO

AM

AZ

ON

AS

EP

BL.

15, P

AÑ

AC

OC

HA

, 7, 2

1, 1

816

5.10

9

16

6.37

6

16

6.91

0

16

6.65

7

16

7.02

3

16

6.19

1

16

5.21

6

16

2.68

9

16

0.71

7

15

7.80

2

15

7.12

3

15

5.20

7

16

3.07

2

59

.684

.180

2

.1 M

AT

RIZ

Y F

ILIA

LES

165.

109

166.

376

166.

910

166.

657

167.

023

166.

191

165.

216

162.

689

160.

717

157.

802

157.

123

155.

207

163.

072

59.6

84.1

80

2.1

.1 P

ETR

OA

MA

ZO

NA

S E

P B

L.15

Y U

NIF

ICA

DO

S87

.881

89

.616

89

.012

88

.130

86

.571

85

.371

83

.920

82

.215

80

.463

79

.642

79

.666

78

.896

84

.262

30

.840

.011

P

ET

RO

AM

AZ

ON

AS

(Lim

onc

och

a)

11.5

67

11

.084

10.8

95

10

.355

10.7

18

11

.171

11.2

35

10

.837

10.4

67

10

.119

9.79

4

9.48

7

10.6

44

3.

895.

644

P

ET

RO

AM

AZ

ON

AS

(Com

ple

jo I

ndill

ana"

Jivi

no

Lagu

na"

) 4.

612

4.

709

4.

586

4.

469

4.

358

4.

253

4.

152

4.

056

3.

965

3.

878

3.

794

4.

171

4.

249

1.

555.

194

P

ET

RO

AM

AZ

ON

AS

(Yan

aqui

ncha

,Pal

mar

,Pak

a,A

ngel

,Pañ

ayac

u,Q

uind

e,T

umal

i,etc

) 30

.704

33.2

18

33

.074

33.3

19

32

.593

31.9

09

31

.227

30.6

38

30

.577

30.7

22

31

.362

30.8

77

31

.675

11.5

93.2

17

PE

TR

OA

MA

ZO

NA

S(

Ed

én Y

utu

ri+D

um

biq

ue)

40

.998

40.6

05

40

.457

39.9

87

38

.902

38.0

38

37

.306

36.6

84

35

.454

34.9

23

34

.716

34.3

61

37

.694

13.7

95.9

56

2.1

.2 P

ETR

OA

MA

ZO

NA

S (

Pañ

acoc

ha)

14.7

51

14.3

76

14.2

45

14.2

60

14.2

05

14.1

94

14.0

72

13.8

32

13.3

59

12.4

99

12.6

62

12.4

96

13.7

44

5.03

0.25

4

2

.1.3

PE

TRO

AM

AZ

ON

AS

EP

(Blo

ques

7 y

21)

42.3

83

42.2

59

43.2

71

44.1

25

46.4

10

46.8

50

47.2

68

46.5

97

46.9

09

46.1

96

45.8

37

45.3

51

45.2

98

16.5

78.8

97

2.1

.3.1

PE

TRO

AM

AZO

NA

S E

P (

Blo

que

7)

34.1

55

33.9

77

35.0

93

36.1

15

38.5

57

39.1

44

39.7

01

39.1

63

39.6

00

39.0

06

38.7

61

38.3

84

37.6

50

13.7

79.7

62

PE

TR

OA

MA

ZO

NA

S E

P(C

oca

Pay

amin

o )

3.17

8

3.14

3

3.10

9

3.07

6

3.04

2

3.01

0

2.97

8

2.94

6

2.91

5

2.88

5

2.85

6

2.82

7

2.99

7

1.09

6.77

2

PE

TR

OA

MA

ZO

NA

S E

P(G

ace

la,L

obo

,Ja

gua

r,M

ono

,Oso

)30

.977

30.8

34

31

.984

33.0

39

35

.515

36.1

34

36

.723

36.2

17

36

.685

36.1

21

35

.905

35.5

57

34

.653

12.6

82.9

90

2.1

.3.2

PE

TRO

AM

AZO

NA

S E

P (

Blo

que

21)

8.22

8

8.28

2

8.17

8

8.01

0

7.85

3

7.70

6

7.56

7

7.43

4

7.30

9

7.19

0

7.07

6

6.96

7

7.64

8

2.79

9.13

5

2

.1.4

PE

TRO

AM

AZ

ON

AS

EP

(Blo

que

18)

20.0

94

20.1

25

20.3

82

20.1

42

19.8

37

19.7

76

19.9

56

20.0

45

19.9

86

19.4

65

18.9

58

18.4

64

19.7

68

7.23

5.01

8

P

ET

RO

AM

AZ

ON

AS

EP

(B

loqu

e 18

"Pat

a")

1.28

9

1.26

9

1.25

0

1.23

0

1.21

1

1.49

0

1.67

0

1.85

5

2.00

8

1.97

7

1.94

7

1.91

6

1.59

4

583.

259

PE

TR

OA

MA

ZO

NA

S E

P (

Blo

que

18"P

alo

Azu

l")

18.8

05

18

.856

19.1

32

18

.912

18.6

26

18

.286

18.2

86

18

.190

17.9

78

17

.488

17.0

11

16

.548

18.1

74

6.

651.

759

2

.1.4

PE

TRO

AM

AZ

ON

AS

EP

(Blo

que

31)

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

B

. SE

CR

ET

AR

IA D

E H

IDR

OC

AR

BU

RO

S14

0.00

8

13

8.02

3

13

6.41

6

13

4.09

2

13

2.85

1

13

2.29

2

13

0.67

9

12

9.18

1

12

6.95

5

12

5.09

5

12

3.76

3

12

2.09

7

13

0.93

4

47

.921

.930

1

. CO

NT

RA

TO

S P

RE

ST

AC

ION

SE

RV

ICIO

S R

EN

EG

OC

IAD

OS

14

0.00

8

13

8.02

3

13

6.41

6

13

4.09

2

13

2.85

1

13

2.29

2

13

0.67

9

12

9.18

1

12

6.95

5

12

5.09

5

12

3.76

3

12

2.09

7

13

0.93

4

47

.921

.930

1

.1 A

GIP

OIL

(B

loqu

e 10

)16

.307

16

.094

15

.886

15

.682

15

.483

15

.290

15

.103

14

.917

14

.740

14

.567

14

.398

14

.233

15

.222

5.

571.

402

1.2

AN

DE

S P

ETR

OLE

UM

EC

UA

DO

R34

.148

33

.465

32

.796

32

.304

31

.819

31

.342

30

.872

30

.409

29

.953

29

.615

29

.111

28

.882

31

.220

11

.426

.556

C

amp

o U

nifi

cado

Fa

nny

18-B

y M

aria

nn

4A18

.906

17.6

05

17

.299

16.9

99

16

.706

16.4

18

16

.136

15.8

59

15

.588

15.3

22

15

.061

14.8

06

16

.389

5.99

8.47

9

Ma

rian

n3.

202

3.

809

3.

728

3.

651

3.

577

3.

507

3.

440

3.

375

3.

392

3.

326

3.

262

3.

201

3.

454

1.

264.

242

S

hirl

ey

+ S

an

Jose

1 +

Dor

ine

+ B

loqu

e12

.040

12.0

51

11

.769

11.6

54

11

.536

11.4

17

11

.296

11.1

75

10

.973

10.9

67

10

.788

10.8

75

11

.377

4.16

3.83

5

1.3

RE

PS

OL-

YP

F43

.074

42

.501

41

.694

41

.297

40

.868

41

.433

41

.317

41

.215

40

.388

39

.790

39

.890

39

.191

41

.050

15

.024

.388

R

EP

SO

L Y

PF

- B

loqu

e 1

6 Y

Bog

i Cap

iron

39.4

90

38

.984

38.2

42

38

.003

37.7

04

38

.327

38.2

68

38

.221

37.5

02

36

.958

37.1

11

36

.571

37.9

45

13

.887

.900

R

EP

SO

L Y

PF

- T

ivac

uno

3.

584

3.

517

3.

452

3.

294

3.

164

3.

106

3.

049

2.

994

2.

886

2.

832

2.

779

2.

620

3.

105

1.

136.

488

1

.4 P

ET

RO

OR

IEN

TA

L S

.A. (

Bl.1

4"S

unka

,Wan

ke,N

antu

,Kup

i")4.

843

5.

379

5.

421

5.

396

5.

310

5.

225

5.

142

5.

060

4.

979

4.

900

4.

822

4.

746

5.

100

1.

866.

733

1.5

PE

TR

OO

RIE

NT

AL

S.A

.(B

loqu

e 17

)8.

469

8.

358

8.

249

8.

142

8.

038

7.

736

7.

586

7.

488

7.

392

7.

297

7.

185

7.

078

7.

750

2.

836.

347

1.6

SIP

EC

-EN

AP

(MD

C)

12.0

75

11.9

40

11.7

64

11.6

05

11.4

49

11.2

99

11.1

51

11.0

36

10.9

14

10.7

95

10.6

46

10.6

35

11.2

74

4.12

6.22

0

1

.7 S

IPE

C-E

NA

P(P

arai

so,B

igun

o,H

uach

ito)

2.28

6

2.26

1

2.23

6

2.21

2

2.18

8

2.16

4

2.14

1

2.11

7

2.09

4

2.07

2

2.05

1

2.02

9

2.15

4

788.

364

1

,8 P

ET

RO

.SU

DA

ME

RIC

AN

OS

(P

alan

da-Y

uca

Sur

)2.

380

2.

265

2.

312

2.

279

2.

247

2.

215

2.

183

2.

152

2.

122

2.

092

2.

062

2.

033

2.

195

80

3.41

9

1.9

PE

TR

O.S

UD

AM

ER

ICA

NO

S (

Pin

do)

6.25

7

5.88

5

6.04

8

5.46

2

5.82

5

6.25

0

6.08

5

5.92

5

5.76

9

5.61

7

5.47

0

5.32

6

5.82

7

2.13

2.77

9

1

.10

TE

CP

EC

UA

DO

R (B

erm

ejo-

Ray

o)3.

394

3.

233

3.

146

3.

062

2.

981

2.

903

2.

827

2.

753

2.

682

2.

613

2.

546

2.

481

2.

884

1.

055.

592

1,1

1 P

ET

RO

BE

LL (T

igui

no)

4.12

2

4.06

9

4.01

9

3.97

0

4.15

8

4.09

1

4.03

1

3.97

3

3.91

7

3.86

2

3.80

9

3.77

0

3.98

3

1.45

7.59

6

1

.12

PA

CIF

PE

TRO

L (G

usta

vo G

alin

do)

1.27

2

1.21

4

1.25

3

1.25

0

1.25

6

1.25

3

1.24

9

1.24

6

1.24

2

1.23

9

1.23

5

1.23

2

1.24

5

455.

763

1

.13

PE

GA

SO

(P

uma)

1.38

2

1.36

0

1.59

2

1.43

0

1.22

9

1.09

2

992

890

763

636

538

461

1.02

9

376.

772

TO

TAL

NA

CIO

NA

L51

9.59

0

52

1.18

1

52

1.72

5

52

1.41

6

52

4.70

9

52

4.92

4

52

3.79

9

52

1.40

9

51

7.40

9

51

4.32

0

51

3.64

7

51

2.34

2

51

9.70

2

19

0.21

0.79

7

Net

o R

efin

erìa

Am

azo

nas

13.4

68

13

.741

12.8

03

12

.363

13.4

76

13

.746

12.9

84

13

.872

13.3

95

11

.883

11.8

62

12

.190

12.9

79

4.

750.

422

C

onsu

mo

s y

Pla

ntas

Des

tila

dora

s6.

020

6.

020

6.

020

6.

020

6.

020

6.

020

6.

020

6.

020

6.

020

6.

020

6.

020

6.

020

6.

020

2.

203.

279

1

.12

PA

CIF

PE

TR

OL

(Gus

tavo

Ga

lindo

)1.

272

1.

214

1.

253

1.

250

1.

256

1.

253

1.

249

1.

246

1.

242

1.

239

1.

235

1.

232

1.

245

45

5.76

3

1.1.

3 E

P P

ET

RO

EC

UA

DO

R P

EN

INS

UL

A B

LOQ

UE

1 "

Pac

oa"

57

55

54

52

51

60

68

67

65

63

62

60

60

21

.785

P

rodu

cció

n a

Tran

spor

tar

(SO

TE+O

CP

)49

8.77

3

50

0.15

1

50

1.59

5

50

1.73

1

50

3.90

6

50

3.84

5

50

3.47

8

50

0.20

4

49

6.68

7

49

5.11

4

49

4.46

8

49

2.84

0

49

9.39

8

18

2.77

9.54

8

DA

TOS

REA

LES

PRO

VIS

ION

ALE

S EN

ERO

20

11, F

EBR

ERO

-DIC

IEM

BR

E C

ON

SID

ERA

PER

FILE

S R

EPR

OG

RA

MA

DO

S P

OR

LA

S C

OM

PA

ÑIA

S, M

ISM

OS

QU

E FU

ERO

N E

NTR

EGA

DO

S A

SH

EN

OC

TUB

RE

201

1

NO

TAS:

PO

R C

AD

UC

IDA

D D

E P

EREN

CO D

ETER

MIN

AD

A E

L 2

0 JU

LIO

201

0, L

OS

CAM

PO

S PA

SAN

A O

PER

AC

IÓN

DR

ECTA

DE

PET

RO

AM

AZO

NA

S CO

N R

ESO

LUC

ION

DE

SEC

RET

AR

IA D

E H

IDR

OC

AR

BU

RO

S

LA

PR

OD

UC

CIO

N D

E R

IO N

APO

(SA

CH

A) C

ON

SID

ERA

DA

EN

BA

SE A

INFO

RM

AC

ION

PRO

PO

RC

ION

AD

A P

OR

LA

EM

PRES

A E

N O

CTU

BR

E 20

11, L

AS

CUR

VA

S B

ASE

S C

ON

STA

NTE

S EN

EL

LA

PR

OD

UC

CIO

N D

E LO

S CA

MP

OS

DE

LOS

BLO

QU

ES 1

, 11

, CH

AR

AP

A Y

PU

CU

NA

QU

E ES

TAB

A

SIEN

DO

OPE

RA

DA

PO

R C

AN

AD

A G

RA

ND

E, C

NP

C Y

SU

ELO

PETR

OL,

RES

PEC

TIV

AM

ENTE

, PA

SAN

A L

A

LA

PR

OD

UC

CIO

N D

E LO

S CA

MP

OS

DEL

BLO

QU

E 1

8 Q

UE

ESTA

BA

SIE

ND

O O

PER

AD

OS

POR

ECU

AD

OR

TLC

PA

SA A

LA

AD

MIN

ISTR

AC

ION

DE

PETR

OA

MA

ZON

AS

EP

IN

CLU

YE R

ENEG

OCI

AC

ION

DE

LOS

CON

TRA

TOS

DE

MO

DIF

ICA

TOR

IOS

PAR

TICI

PAC

ION

Y M

AR

GIN

ALE

S A

PR

ESTA

CIO

N D

E SE

RV

ICIO

S

LO

S CA

MP

OS

AR

MA

DIL

LO Y

SIN

GU

E Q

UE

NO

FU

ERO

N R

ENEG

OCI

AD

OS

SER

AN

CO

NC

ESIO

NA

DO

S A

FU

TUR

O.

FU

EN

TE

: SH

, CO

OR

D.E

XP

LO

RA

CIO

N Y

EX

PL

OT

AC

ION

, LIQ

UID

AC

ION

ES

, CO

MP

AÑ

IAS

PE

TR

OLE

RA

S.

CU

AD

RO

No.

1 P

RO

GR

AM

A D

E P

RO

DU

CC

ION

DE

CR

UD

O P

OR

CA

MP

OS

AÑ

O 2

0 1

2B

arril

es/D

ía c

alen

dario


C O

M P

A Ñ

I A

EN

ER

OFE

BR

ER

OM

ARZO

ABR

ILM

AYO

JUN

IOJU

LIO

AGO

STO

SE

PTI

EM

BR

EO

CTU

BR

EN

OV

IEM

BR

ED

ICIE

MB

RE

TOTA

LA

. EM

PR

ES

AS

PU

BLI

CAS

11.7

11.3

82

11.0

59.5

24

11.8

88.9

27

11.5

65.8

60

12.0

91.9

52

11.7

25.0

92

12.1

31.0

86

12.1

03.4

11

11.6

59.7

71

12.0

10.3

10

11.6

42.6

72

12.0

41.9

35

141.

631.

922

1. E

P P

ETR

OE

CU

ADO

R

6.64

8.64

66.

286.

673

6.77

0.36

06.

619.

998

6.96

9.88

26.

793.

210

7.06

5.03

37.

115.

695

6.89

2.10

97.

174.

090

6.98

2.83

07.

286.

161

82.6

04.6

86 1

.1 M

ATR

IZ (A

MA

ZON

ICA,

ALI

ANZA

S Y

PE

NIN

SU

LA)

4.90

1.05

24.

639.

096

4.98

0.79

24.

870.

908

5.13

3.03

95.

003.

290

5.17

0.93

35.

209.

443

5.02

7.30

95.

243.

038

5.09

6.67

05.

313.

135

60.5

88.7

04 1

.1.1

EP

PE

TR

OE

CU

AD

OR

RE

GIO

N A

MA

ZO

NIC

A4.

651.

843

4.39

3.50

44.

712.

699

4.60

6.20

04.

854.

068

4.72

7.81

44.

880.

648

4.91

3.87

34.

736.

219

4.93

7.08

44.

795.

470

4.99

2.19

157

.201

.614

1.1

.2 E

P P

ET

RO

EC

UA

DO

R A

LIA

NZ

AS

OP

ER

ATI

VA

S24

7.44

124

3.99

726

6.41

826

3.14

827

7.39

027

3.67

728

8.17

729

3.49

328

9.14

030

4.00

129

9.33

931

9.08

43.

365.

306

1.

1.2.

1 C

uleb

ra-Y

uleb

ra-A

naco

nda

247.

441

243.

997

266.

418

263.

148

277.

390

273.

677

288.

177

293.

493

289.

140

304.

001

299.

339

319.

084

3.36

5.30

6 1

.1.3

EP

PE

TR

OE

CU

AD

OR

PE

NIN

SU

LA B

LOQ

UE

1 "

Pac

oa"

1.76

71.

595

1.67

41.

560

1.58

11.

800

2.10

82.

077

1.95

01.

953

1.86

01.

860

21.7

85E

P P

ETR

OE

CU

AD

OR

BLO

QU

E 1

1"C

rista

l,Rub

i"0

00

00

00

00

00

00

EP

PE

TRO

EC

UA

DO

R "

Cha

rapa

"0

00

00

00

00

00

00

1.2

SU

BS

IDIA

RIA

S1.

747.

594

1.64

7.57

71.

789.

568

1.74

9.09

01.

836.

843

1.78

9.92

01.

894.

100

1.90

6.25

21.

864.

800

1.93

1.05

21.

886.

160

1.97

3.02

622

.015

.982

1.2

.1 R

IO N

AP

O (

SA

CH

A)

1.74

7.59

41.

647.

577

1.78

9.56

81.

749.

090

1.83

6.84

31.

789.

920

1.89

4.10

01.

906.

252

1.86

4.80

01.

931.

052

1.88

6.16

01.

973.

026

22.0

15.9

822.

PE

TRO

AMA

ZON

AS

EP

BL.

15, P

AÑAC

OC

HA,

7, 2

1, 1

85.

062.

736

4.77

2.85

15.

118.

567

4.94

5.86

25.

122.

070

4.93

1.88

25.

066.

053

4.98

7.71

64.

767.

662

4.83

6.21

94.

659.

842

4.75

5.77

459

.027

.235

2.1

MAT

RIZ

Y F

ILIA

LES

5.06

2.73

64.

772.

851

5.11

8.56

74.

945.

862

5.12

2.07

04.

931.

882

5.06

6.05

34.

987.

716

4.76

7.66

24.

836.

219

4.65

9.84

24.

755.

774

59.0

27.2

35 2

.1.1

PE

TR

OA

MA

ZON

AS

EP

BL.

15 Y

UN

IFIC

AD

OS

2.67

1.61

12.

549.

564

2.70

6.67

22.

592.

900

2.63

1.00

12.

510.

130

2.54

8.82

02.

495.

965

2.36

2.89

02.

416.

202

2.33

8.98

02.

393.

076

30.2

17.8

11 2

.1.2

PE

TR

OA

MA

ZON

AS

(P

añac

ocha

) 45

7.28

141

6.90

444

1.59

542

7.80

044

0.35

542

5.82

043

6.23

242

8.79

240

0.77

038

7.46

937

9.86

038

7.37

65.

030.

254

2.1

.3 P

ET

RO

AM

AZO

NA

S E

P (B

loqu

es 7

y 2

1)1.

311.

263

1.22

3.07

01.

338.

791

1.32

1.22

41.

436.

100

1.40

2.97

41.

462.

698

1.44

1.89

71.

404.

744

1.42

9.46

61.

372.

584

1.40

3.27

116

.548

.084

2.1

.3.1

PE

TRO

AM

AZ

ON

AS

EP

(Blo

que

7)

1.05

8.80

598

5.33

31.

087.

883

1.08

3.45

01.

195.

267

1.17

4.32

01.

230.

731

1.21

4.05

31.

188.

000

1.20

9.18

61.

162.

830

1.18

9.90

413

.779

.762

2.1

.3.2

PE

TRO

AM

AZ

ON

AS

EP

(B

loqu

e 21

)25

2.45

823

7.73

725

0.90

823

7.77

424

0.83

322

8.65

423

1.96

722

7.84

421

6.74

422

0.28

020

9.75

421

3.36

72.

768.

322

2.1

.4 P

ET

RO

AM

AZO

NA

S E

P (B

loqu

e 18

)62

2.58

158

3.31

363

1.50

960

3.93

861

4.61

459

2.95

861

8.30

362

1.06

259

9.25

860

3.08

256

8.41

857

2.05

17.

231.

086

2.1

.4 P

ET

RO

AM

AZO

NA

S E

P (B

loqu

e 31

)0

00

00

00

00

00

00

B. S

EC

RE

TAR

IA D

E H

IDR

OC

ARB

UR

OS

4.20

9.28

9

3.88

0.14

3

4.09

7.91

7

3.89

6.00

9

3.98

7.41

2

3.84

2.02

2

3.92

0.07

9

3.87

3.64

9

3.68

1.89

8

3.74

6.98

0

3.58

6.15

0

3.65

4.04

7

46.3

75.5

96

1

. CO

NTR

ATO

S P

RE

STA

CIO

N S

ER

VIC

IOS

RE

NE

GO

CIA

DO

S

4.20

9.28

93.

880.

143

4.09

7.91

73.

896.

009

3.98

7.41

23.

842.

022

3.92

0.07

93.

873.

649

3.68

1.89

83.

746.

980

3.58

6.15

03.

654.

047

46.3

75.5

96 1

.1 A

GIP

OIL

(B

loqu

e 10

)50

0.75

346

2.26

948

7.70

246

5.84

947

5.20

945

4.08

946

3.42

945

7.66

343

7.58

944

6.81

342

7.32

943

6.45

95.

515.

151

1.2

AN

DE

S P

ET

RO

LEU

M E

CU

AD

OR

1.02

7.51

494

1.41

598

5.60

293

9.04

895

5.31

591

0.18

892

5.95

891

1.60

586

8.51

888

6.99

184

3.25

886

4.26

811

.059

.678

1.3

RE

PS

OL-

YP

F1.

240.

159

1.14

3.53

21.

197.

379

1.14

6.84

41.

171.

773

1.15

0.92

41.

185.

692

1.18

2.53

01.

119.

574

1.13

8.35

51.

104.

634

1.11

9.78

613

.901

.183

RE

PS

OL

YP

F -

Blo

que

16 Y

Bog

i Cap

iron

1.12

9.05

51.

041.

539

1.09

0.36

71.

048.

024

1.07

3.68

91.

057.

744

1.09

1.17

31.

089.

716

1.03

2.99

41.

050.

563

1.02

1.26

41.

038.

566

12.7

64.6

95R

EP

SO

L Y

PF

- Ti

vacu

no

111.

104

101.

993

107.

012

98.8

2098

.084

93.1

8094

.519

92.8

1486

.580

87.7

9283

.370

81.2

201.

136.

488

1.4

PE

TR

OO

RIE

NTA

L S

.A. (

Bl.1

4"S

unka

,Wan

ke,N

antu

,Kup

i")15

0.13

315

5.99

116

8.05

116

1.88

016

4.61

015

6.75

015

9.40

215

6.86

014

9.37

015

1.90

014

4.66

014

7.12

61.

866.

733

1.5

PE

TR

OO

RIE

NTA

L S

.A.(B

loqu

e 17

)26

2.52

424

2.36

925

5.71

524

4.27

224

9.18

123

2.07

723

5.15

823

2.11

722

1.74

622

6.21

921

5.55

021

9.41

82.

836.

347

1.6

SIP

EC

-EN

AP

(MD

C)

374.

318

346.

246

364.

671

348.

159

354.

925

338.

959

345.

685

342.

116

327.

420

334.

645

319.

383

329.

693

4.12

6.22

0 1

.7 S

IPE

C-E

NA

P(P

arai

so,B

igun

o,H

uach

ito)

70.8

6465

.570

69.3

2966

.363

67.8

2964

.927

66.3

6265

.640

62.8

3364

.222

61.5

3262

.893

788.

364

1,8

PE

TR

O.S

UD

AM

ER

ICA

NO

S (P

alan

da-Y

uca

Sur

)73

.776

65.6

8471

.684

68.3

8069

.653

66.4

4667

.685

66.7

2363

.655

64.8

4561

.865

63.0

2380

3.41

9 1

.9 P

ET

RO

.SU

DA

ME

RIC

AN

OS

(Pin

do)

193.

979

170.

663

187.

474

163.

854

180.

574

187.

493

188.

639

183.

673

173.

073

174.

141

164.

098

165.

118

2.13

2.77

9 1

.10

TEC

PE

CU

AD

OR

(Ber

mej

o-R

ayo)

105.

214

93.7

5797

.526

91.8

6092

.411

87.0

9087

.637

85.3

4380

.460

81.0

0376

.380

76.9

111.

055.

592

1,1

1 P

ET

RO

BE

LL (T

igui

no)

127.

782

118.

001

124.

589

119.

100

128.

898

122.

730

124.

961

123.

163

117.

510

119.

722

114.

270

116.

870

1.45

7.59

6 1

.12

PA

CIF

PE

TRO

L (G

usta

vo G

alin

do)

39.4

3235

.206

38.8

4337

.500

38.9

3637

.590

38.7

1938

.626

37.2

6038

.409

37.0

5038

.192

455.

763

1.1

3 P

EG

AS

O (

Pum

a)42

.842

39.4

4049

.352

42.9

0038

.099

32.7

6030

.752

27.5

9022

.890

19.7

1616

.140

14.2

9137

6.77

2TO

TAL

NA

CIO

NA

L15

.920

.671

14.9

39.6

6715

.986

.844

15.4

61.8

6916

.079

.365

15.5

67.1

1516

.051

.165

15.9

77.0

6015

.341

.669

15.7

57.2

9015

.228

.821

15.6

95.9

8318

8.00

7.51

8N

eto

Ref

iner

ìa A

maz

onas

417.

501

398.

479

396.

896

370.

889

417.

748

412.

382

402.

512

430.

038

401.

846

368.

380

355.

869

377.

881

4.75

0.42

2 1

.12

PA

CIF

PE

TRO

L (G

usta

vo G

alin

do)

39.4

3235

.206

38.8

4337

.500

38.9

3637

.590

38.7

1938

.626

37.2

6038

.409

37.0

5038

.192

455.

763

1.1

.3 E

P P

ET

RO

EC

UA

DO

R P

EN

INS

ULA

BLO

QU

E 1

"P

acoa

"1.

767

1.59

51.

674

1.56

01.

581

1.80

02.

108

2.07

71.

950

1.95

31.

860

1.86

021

.785

Pro

ducc

ión

a T

rans

porta

r (S

OT

E+O

CP

)15

.461

.971

14.5

04.3

8715

.549

.430

15.0

51.9

2015

.621

.100

15.1

15.3

4315

.607

.826

15.5

06.3

2014

.900

.613

15.3

48.5

4714

.834

.042

15.2

78.0

5018

2.77

9.54

8N

OT

AS

: PO

R C

AD

UC

IDA

D D

E P

ER

EN

CO

DE

TE

RM

INA

DA

EL

20 J

ULI

O 2

010,

LO

S C

AM

PO

S P

AS

AN

A O

PE

RA

CIÓ

N D

RE

CTA

DE

PE

TRO

AM

AZO

NA

S C

ON

RE

SO

LUC

ION

DE

SE

CR

ETA

RIA

DE

HID

RO

CA

RB

UR

OS

C:\P

LAN

2012

PS

3 R

EP

RO

GR

AM

AD

A O

CT

201

1.X

LSX

500.

702

LA

PR

OD

UC

CIO

N D

E L

OS

CA

MP

OS

DE

LA

PE

NIN

SU

LA Q

UE

FU

ER

ON

AD

MIN

ISTR

AD

OS

PO

R E

SP

OL

Y D

EL

BLO

QU

E 1

QU

E E

ST

AB

A S

IEN

DO

OP

ER

AD

A P

OR

CA

NA

DA

GR

AN

DE

, PA

SA

N A

LA

AD

MIN

IST

RA

CIO

N D

E E

P P

ETR

OE

CU

AD

OR

-95

LA

PR

OD

UC

CIO

N D

E L

OS

CA

MP

OS

DE

L B

LOQ

UE

18

QU

E E

ST

AB

A S

IEN

DO

OP

ER

AD

OS

PO

R E

CU

AD

OR

TLC

PA

SA

A L

A A

DM

INIS

TRA

CIO

N D

E P

ETR

OA

MA

ZO

NA

S E

P-0

,3

LA

PR

OD

UC

CIO

N D

E L

OS

CA

MP

OS

VH

R, A

TAC

AP

I Y P

AR

AH

UA

CU

SE

EN

CU

EN

TRA

INC

LUID

A E

N L

A P

RO

DU

CC

ION

DE

PE

TRO

EC

UA

DO

R

IN

CLU

YE

: VO

LUM

EN

ES

EN

TRE

GA

DO

S P

AR

A C

ON

SU

MO

INTE

RN

O D

E R

EF.

AM

AZO

NA

S, R

EF

. LA

GO

AG

RIO

Y E

ST

AC

ION

ES

DE

PR

OD

UC

CIO

N.

FUE

NTE

: SH

, CO

OR

D.E

XP

LOR

AC

ION

Y E

XP

LOTA

CIO

N, L

IQU

IDA

CIO

NE

S, C

OM

PA

ÑIA

S P

ETR

OLE

RA

S.

CU

AD

RO

2. P

RO

GR

AM

A D

E P

RO

DU

CC

ION

FIS

CA

LIZA

DA

DE

CR

UD

OA

ÑO

2 0

1 2

Bar

riles

/Mes


COMPAÑIA

A. EMPRESAS PUBLICAS 141.631.922 22.128.949 54.709.289 0 64.793.684 86.922.633 1. EP PETROECUADOR 82.604.686 11.208.910 49.171.942 0 22.223.834 33.432.744 1.1 MATRIZ (AMAZONICA, ALIANZAS Y PENINSULA) 60.588.704 11.208.910 45.073.482 0 4.306.312 15.515.223 1.1.1 EP PETROECUADOR REGION AMAZONICA 57.201.614 10.582.299 45.070.179 0 1.549.136 12.131.435 1.1.2 EP PETROECUADOR ALIANZAS OPERATIVAS 3.365.306 622.582 0 0 2.742.724 3.365.306

1.1.2.1 Culebra-Yulebra-Anaconda3.365.306 622.582 0 0 2.742.724 3.365.306

1.1.3 EP PETROECUADOR PENINSULA BLOQUE 1 "Pacoa" 21.785 4.030 3.303 0 14.452 18.482EP PETROECUADOR BLOQUE 11"Cristal,Rubi" 0 0 0 0 0 0EP PETROECUADOR "Charapa" 0 0 0 0 0

1.2 SUBSIDIARIAS 22.015.982 0 4.098.460 17.917.522 17.917.522

1.2.1 RIO NAPO (SACHA) 22.015.982 0 4.098.460 0 17.917.522 17.917.522

2. PETROAMAZONAS EP BL.15, PAÑACOCHA, 7, 21, 18 59.027.235 10.920.038 5.537.347 0 42.569.850 53.489.888

2.1 MATRIZ Y FILIALES 59.027.235 10.920.038 5.537.347 0 42.569.850 53.489.888

2.1.1 PETROAMAZONAS EP BL.15 Y UNIFICADOS 30.217.811 5.590.295 1.865.214 0 22.762.302 28.352.597

2.1.2 PETROAMAZONAS (Pañacocha) 5.030.254 930.597 0 0 4.099.657 5.030.254

2.1.3 PETROAMAZONAS EP (Bloques 7 y 21) 16.548.084 3.061.396 2.537.193 0 10.949.496 14.010.891

2.1.3.1 PETROAMAZONAS EP (Bloque 7) 13.779.762 2.549.256 2.095.774 0 9.134.732 11.683.988

2.1.3.2 PETROAMAZONAS EP (Bloque 21) 2.768.322 512.140 441.419 0 1.814.764 2.326.904

2.1.4 PETROAMAZONAS EP (Bloque 18) 7.231.086 1.337.751 1.134.940 0 4.758.395 6.096.146

2.1.4 PETROAMAZONAS EP (Bloque 31) 0 0 0 0 0 0

B. SECRETARIA DE HIDROCARBUROS 46.375.596 11.593.899 0 21.572.290 13.209.407 24.803.306

1. CONTRATOS PRESTACION SERVICIOS RENEGOCIADOS 46.375.596 11.593.899 0 21.572.290 13.209.407 24.803.306

1.1 AGIP OIL (Bloque 10) 5.515.151 1.378.788 0 2.714.092 1.422.271 2.801.059

1.2 ANDES PETROLEUM ECUADOR 11.059.678 2.764.919 0 5.442.640 2.852.118 5.617.037

1.3 REPSOL-YPF 13.901.183 3.475.296 0 6.887.652 3.538.236 7.013.531

REPSOL YPF - Bloque 16(Amo,Dabo,Ginta,Iro,Daimi,Wati) y Bogi Capiron 12.764.695 3.191.174 0 6.452.209 3.121.312 6.312.486

REPSOL YPF - Tivacuno 1.136.488 284.122 0 435.442 416.924 701.046

1.4 PETROORIENTAL S.A. (Bl.14"Sunka,Wanke,Nantu,Kupi") 1.866.733 466.683 0 1.076.131 323.919 790.602

1.5 PETROORIENTAL S.A.(Bloque 17) 2.836.347 709.087 0 1.635.093 492.168 1.201.254

1.6 SIPEC-ENAP(MDC) 4.126.220 1.031.555 0 970.036 2.124.629 3.156.184

1.7 SIPEC-ENAP(Paraiso,Biguno,Huachito) 788.364 197.091 0 230.230 361.043 558.134

1,8 PETRO.SUDAMERICANOS (Palanda-Yuca Sur) 803.419 200.855 0 360.356 242.208 443.063

1.9 PETRO.SUDAMERICANOS (Pindo) 2.132.779 533.195 0 854.653 744.931 1.278.126

1.10 TECPECUADOR (Bermejo-Rayo) 1.055.592 263.898 0 356.210 435.484 699.382

1,11 PETROBELL (Tiguino) 1.457.596 364.399 0 606.636 486.561 850.960

1.12 PACIFPETROL (Gustavo Galindo) 455.763 113.941 0 326.782 15.040 128.981

1.13 PEGASO (Puma) 376.772 94.193 0 111.779 170.800 264.993

2. OGLAN 0 0 0 0 0 0

1.2 Para Concesión "Armadillo" 0 0 0 0 0

1.3 Para Concesión "Singue" 0 0 0 0 0

TOTAL NACIONAL 188.007.518 33.722.848 54.709.289 21.572 .290 78.003.091 111.725.939

NOTAS: POR CADUCIDAD DE PERENCO DETERMINADA EL 20 JULIO 2010, LOS CAMPOS PASAN A OPERACIÓN DRECTA DE PETROAMAZONAS CON RESOLUCION DE SECRETARIA DE HIDROCARBUROS

PARA EL CALCULO DE LAS ENTREGAS A REFINERIAS DE PETROAMAZONAS EN EL BL.15 Y PAÑACOCHA NO SE HA CONSIDERADO EL CRUDO QUE SE TRANSPORTARA POR EL OCP, TODA VEZ QUE ESTA DESTINADO A LA EXPORTACION.

FUENTE: ARCH, COORD.EXPLORACION Y EXPLOTACION, REFINACION, TRANSPORTE Y ALMACENAMIENTO Y SH LIQUIDACIONES.

EL CALCULO DEL PAGO DE LA TARIFA A LAS EMPRESAS EN LOS CONTRATOS DE PRESTACION DE SERVICIOS ES REFERENCIAL, PARA DETERMINAR EL SALDO EXPORTABLE PARA EL ESTADO, SIN EMBARGO ESTE PAGO SE REALIZA SI EXISTEN LOS RECURSOS LUEGO DE RECUPERAR EL 25% SOBERANIA, COSTOS Y GASTOS DE TRANSPORTE Y COMERCIALIZACION EXTERNA DE CRUD Y LEY 10 Y 40 SEGUN CORRESPONDA.

CUADRO 3. DISTRIBUCION DE LA PRODUCCION ENTRE EXPOR TACIONES, REGALIAS, APORTE PARA EL CONSUMO INTERNO+ A784AÑO 2 0 1 2

Barriles

PRODUCCION TOTALREGALIAS Y MARGEN

SOBERANIAENTREGAS REFINERIAS PAGO TARIFA EMPRESA

SALDO A EXPORTAR ESTADO

TOTAL EXPORTAR ESTADO+REGALIA O

M.SOBERANIA


CO

MP

AÑ

IAS

EN

ER

OF

EB

RE

RO

MA

RZ

OA

BR

ILM

AY

OJU

NIO

JULI

OA

GO

STO

SE

PT

IEM

BR

EO

CT

UB

RE

NO

VIE

MB

RE

DIC

IEM

BR

ET

OT

AL

AÑ

O31

2931

3031

3031

3130

3130

3136

6

PE

TR

OE

CU

AD

OR

MA

TR

IZ Y

FIL

IALE

S 1

/4.

899.

285

4.63

7.50

14.

979.

118

4.86

9.34

85.

131.

458

5.00

1.49

05.

168.

825

5.20

7.36

65.

025.

359

5.24

1.08

55.

094.

810

5.31

1.27

560

.566

.919

RIO

NA

PO

(S

AC

HA

)1.

747.

594

1.64

7.57

71.

789.

568

1.74

9.09

01.

836.

843

1.78

9.92

01.

894.

100

1.90

6.25

21.

864.

800

1.93

1.05

21.

886.

160

1.97

3.02

622

.015

.982

PE

TR

OA

MA

ZO

NA

S E

P B

L.15

Y U

NIF

ICA

DO

S1.

353.

250

1.31

9.47

51.

395.

119

1.32

6.84

91.

325.

982

1.25

6.27

51.

257.

824

1.20

8.01

01.

119.

365

1.13

4.14

51.

101.

651

1.11

7.82

014

.915

.764

PE

TR

OA

MA

ZO

NA

S E

P (

Blo

que

7)

1.05

8.80

598

5.33

31.

087.

883

1.08

3.45

01.

195.

267

1.17

4.32

01.

230.

731

1.21

4.05

31.

188.

000

1.20

9.18

61.

162.

830

1.18

9.90

413

.779

.762

PE

TR

OA

MA

ZO

NA

S E

P (

Blo

que

21)

252.

458

237.

737

250.

908

237.

774

240.

833

228.

654

231.

967

227.

844

216.

744

220.

280

209.

754

213.

367

2.76

8.32

2P

ET

RO

AM

AZ

ON

AS

EP

(B

loqu

e 18

)62

2.58

158

3.31

363

1.50

960

3.93

861

4.61

459

2.95

861

8.30

362

1.06

259

9.25

860

3.08

256

8.41

857

2.05

17.

231.

086

AG

IP O

IL (

Blo

que

10)

3/

500.

753

462.

269

487.

702

465.

849

475.

209

454.

089

463.

429

457.

663

437.

589

446.

813

427.

329

436.

459

5.51

5.15

1P

ET

RO

OR

IEN

TA

L S

.A. (

Bl.1

4"S

unka

,Wan

ke,N

antu

,Kup

i") 4

/15

0.13

315

5.99

116

8.05

116

1.88

016

4.61

015

6.75

015

9.40

215

6.86

014

9.37

015

1.90

014

4.66

014

7.12

61.

866.

733

PE

TR

OO

RIE

NT

AL

S.A

.(B

loqu

e 17

) 3

/26

2.52

424

2.36

925

5.71

524

4.27

224

9.18

123

2.07

723

5.15

823

2.11

722

1.74

622

6.21

921

5.55

021

9.41

82.

836.

347

SIP

EC

-EN

AP

(MD

C)

374.

318

346.

246

364.

671

348.

159

354.

925

338.

959

345.

685

342.

116

327.

420

334.

645

319.

383

329.

693

4.12

6.22

0S

IPE

C-E

NA

P(P

arai

so,B

igun

o,H

uach

ito)

70.8

6465

.570

69.3

2966

.363

67.8

2964

.927

66.3

6265

.640

62.8

3364

.222

61.5

3262

.893

788.

364

PE

TR

O.S

UD

AM

ER

ICA

NO

S (

Pal

anda

-Yuc

a S

ur)

73.7

7665

.684

71.6

8468

.380

69.6

5366

.446

67.6

8566

.723

63.6

5564

.845

61.8

6563

.023

803.

419

PE

TR

O.S

UD

AM

ER

ICA

NO

S (

Pin

do)

193.

979

170.

663

187.

474

163.

854

180.

574

187.

493

188.

639

183.

673

173.

073

174.

141

164.

098

165.

118

2.13

2.77

9T

EC

PE

CU

AD

OR

(B

erm

ejo-

Ray

o)10

5.21

493

.757

97.5

2691

.860

92.4

1187

.090

87.6

3785

.343

80.4

6081

.003

76.3

8076

.911

1.05

5.59

2P

ET

RO

BE

LL (

Tig

uino

)12

7.78

211

8.00

112

4.58

911

9.10

012

8.89

812

2.73

012

4.96

112

3.16

311

7.51

011

9.72

211

4.27

011

6.87

01.

457.

596

PE

GA

SO

(P

uma)

42.8

4239

.440

49.3

5242

.900

38.0

9932

.760

30.7

5227

.590

22.8

9019

.716

16.1

4014

.291

376.

772

OG

LAN

00

00

00

00

00

00

0C

AM

PO

AR

MA

DIL

LO "

Por

neg

ocia

r"0

00

00

00

00

00

00

CA

MP

O S

ING

UE

"P

or n

egoc

iar"

00

00

00

00

00

00

0T

OT

AL

TR

AN

SE

CU

AT

OR

IAN

O (

SO

TE

)11

.836

.157

11.1

70.9

2612

.010

.198

11.6

43.0

6612

.166

.386

11.7

86.9

3812

.171

.459

12.1

25.4

7511

.670

.072

12.0

22.0

5611

.624

.831

12.0

09.2

4514

2.23

6.80

8P

ETR

OA

MA

ZON

AS

Blo

qu

e 1

5 Y

Un

ific

ado

s

2/

1.05

5.83

898

7.71

91.

055.

838

1.02

1.77

91.

055.

838

1.02

1.77

91.

055.

838

1.05

5.83

81.

021.

779

1.05

5.83

81.

021.

779

1.05

5.83

812

.465

.700

PE

TR

OA

MA

ZO

NA

S (

Pañ

acoc

ha)

457.

281

416.

904

441.

595

427.

800

440.

355

425.

820

436.

232

428.

792

400.

770

387.

469

379.

860

387.

376

5.03

0.25

4P

ET

RO

AM

AZ

ON

AS

(C

ompe

nsac

ión

Blo

que

17)

3/

262.

524

242.

369

255.

715

244.

272

249.

181

232.

077

235.

158

232.

117

221.

746

226.

219

215.

550

219.

418

2.83

6.34

7P

ET

RO

AM

AZ

ON

AS

(B

loqu

e 31

)0

00

00

00

00

00

00

AN

DE

S P

ET

RO

LEU

M E

CU

AD

OR

1.02

7.51

494

1.41

598

5.60

293

9.04

895

5.31

591

0.18

892

5.95

891

1.60

586

8.51

888

6.99

184

3.25

886

4.26

811

.059

.678

RE

PS

OL-

YP

F B

loqu

e 16

y B

ogi C

apiro

n1.

129.

055

1.04

1.53

91.

090.

367

1.04

8.02

41.

073.

689

1.05

7.74

41.

091.

173

1.08

9.71

61.

032.

994

1.05

0.56

31.

021.

264

1.03

8.56

612

.764

.695

REP

SOL

YPF

- T

ivac

un

o

111.

104

101.

993

107.

012

98.8

2098

.084

93.1

8094

.519

92.8

1486

.580

87.7

9283

.370

81.2

201.

136.

488

TO

TA

L C

RU

DO

S P

ES

AD

OS

(O

CP

)4.

043.

315

3.73

1.94

03.

936.

129

3.77

9.74

33.

872.

461

3.74

0.78

73.

838.

878

3.81

0.88

23.

632.

387

3.69

4.87

23.

565.

081

3.64

6.68

645

.293

.161

EP

PE

TR

OE

CU

AD

OR

PE

NIN

SU

LA B

LOQ

UE

1 "

Pac

oa"

1.76

71.

595

1.67

41.

560

1.58

11.

800

2.10

82.

077

1.95

01.

953

1.86

01.

860

21.7

85P

AC

IFP

ETR

OL

GU

STA

VO

GA

LIN

DO

39

.432

35.2

0638

.843

37.5

0038

.936

37.5

9038

.719

38.6

2637

.260

38.4

0937

.050

38.1

9245

5.76

3P

RO

DU

CC

ION

PE

NIN

SU

LA41

.199

36.8

0140

.517

39.0

6040

.517

39.3

9040

.827

40.7

0339

.210

40.3

6238

.910

40.0

5247

7.54

8P

RO

DU

CC

ION

NA

CIO

NA

L15

.920

.671

14.9

39.6

6715

.986

.844

15.4

61.8

6916

.079

.365

15.5

67.1

1516

.051

.165

15.9

77.0

6015

.341

.669

15.7

57.2

9015

.228

.821

15.6

95.9

8318

8.00

7.51

8N

eto

Ref

iner

ia A

maz

on

as-4

17.5

01-3

98.4

79-3

96.8

96-3

70.8

89-4

17.7

48-4

12.3

82-4

02.5

12-4

30.0

38-4

01.8

46-3

68.3

80-3

55.8

69-3

77.8

81-4

.750

.422

PR

OD

UC

CIO

N P

ENIN

SULA

-41.

199

-36.

801

-40.

517

-39.

060

-40.

517

-39.

390

-40.

827

-40.

703

-39.

210

-40.

362

-38.

910

-40.

052

-477

.548

PR

OD

UC

CIO

N A

TR

AN

SP

OR

TA

R (

BLS

)15

.461

.971

14.5

04.3

8715

.549

.430

15.0

51.9

2015

.621

.100

15.1

15.3

4315

.607

.826

15.5

06.3

2014

.900

.613

15.3

48.5

4714

.834

.042

15.2

78.0

5018

2.77

9.54

8S

OT

E (

BLS

./DIA

)36

8.34

437

1.46

437

4.62

337

5.73

937

8.98

837

9.15

237

9.64

337

7.27

237

5.60

837

5.92

537

5.63

237

5.20

537

5.64

6O

CP

(B

LS/D

IA)

130.

430

128.

688

126.

972

125.

991

124.

918

124.

693

123.

835

122.

932

121.

080

119.

189

118.

836

117.

635

123.

752

TO

TA

L (B

LS/D

IA)

498.

773

500.

151

501.

595

501.

731

503.

906

503.

845

503.

478

500.

204

496.

687

495.

114

494.

468

492.

840

499.

398

22

-no

v-1

1C

:\PLA

N20

12 P

S 3

RE

PR

OG

RA

MA

DA

OC

T 2

011.

XLS

X

NO

TA

S: S

E H

A C

ON

SID

ER

AD

O L

A C

AP

AC

IDA

D M

AX

IMA

OP

ER

AT

IVA

DE

TR

AN

SP

OR

TE

PO

R E

L O

CP

DE

450

.000

BLS

/DIA

Y D

EL

SO

TE

DE

390

.000

CO

N L

A U

TIL

IZA

CIO

N D

E Q

RF

DE

PE

TR

OLE

O D

E 2

3.7°

AP

I.

1/ N

O IN

CLU

YE

LO

S C

AM

PO

S D

E E

P P

ET

RO

EC

UA

DO

R P

EN

INS

ULA

BLO

QU

E 1

2/ E

ST

OS

VO

LUM

EN

ES

CU

BR

IRA

N E

L M

ON

TO

CO

MP

RO

ME

TID

O E

N E

L C

ON

VE

NIO

DE

TR

AN

SP

OR

TE

PO

R E

L O

CP

,

3/ P

ET

RO

AM

AZ

ON

AS

TR

AN

SP

OR

TA

RA

PO

R O

CP

EL

CR

UD

O D

E S

US

CA

MP

OS

EN

CO

MP

EN

SA

CIO

N P

OR

EL

CR

UD

O C

OM

PR

OM

ET

IDO

EN

EL

CO

NV

EN

IO D

E T

RA

NS

PO

RT

E C

ON

PE

TR

OO

RIE

NT

AL

EN

EL

BLO

QU

E 1

7.

4/ E

L C

RU

DO

RE

DU

CID

O Q

UE

SE

RE

INY

EC

TA

BA

AL

SO

TE

CO

MP

EN

SA

RA

EL

CR

UD

O C

OM

PR

OM

ET

IDO

EN

EL

CO

NV

EN

IO D

E T

RA

NS

PO

RT

E C

ON

PE

TR

OO

RIE

NT

AL

EN

EL

BLO

QU

E 1

4, P

OR

LO

QU

E S

E T

RA

NS

PO

RT

AR

A P

OR

OC

P.

LA

PR

OG

RA

MA

CIO

N D

E T

RA

NS

PO

RT

E P

OR

OC

P O

BE

DE

CE

A L

OS

CO

NV

EN

IOS

DE

TR

AN

SP

OR

TE

SU

SC

RIT

OS

PO

R L

A S

EC

RE

TA

RIA

DE

HID

RO

CA

RB

UR

OS

FU

EN

TE

Y E

LAB

OR

AC

ION

: S

H,C

OO

RD

.LIQ

UID

AC

ION

ES

Y A

RC

H.T

RA

NS

PO

RT

E Y

ALM

AC

EN

AM

IEN

TO

. BP

/RG

/

CU

AD

RO

No.

4P

RO

YE

CC

ION

DE

VO

LUM

EN

ES

A S

ER

TR

AN

SP

OR

TA

DO

S P

OR

LO

S S

IST

EM

AS

SO

TE

Y O

CP

AÑ

O 2

012

EN

BA

RR

ILE

S Y

BLS

/DIA


CU

AD

RO

5. P

RO

GR

AM

A D

E P

RO

DU

CC

ION

DE

DE

RIV

AD

OS

AÑO

2 0

1 2

Cifr

as e

n B

arril

esP

RO

DU

CTO

SE

NE

RO

FEB

RE

RO

MAR

ZOAB

RIL

MAY

OJU

NIO

JULI

OAG

OS

TOSE

PTI

EM

BR

EO

CTU

BR

EN

OV

IEM

BR

ED

ICIE

MB

RE

TOTA

LG

asol

ina

Sup

er36

2.65

335

2.48

237

2.65

335

9.86

637

7.92

433

4.86

638

0.19

526

5.89

322

0.00

019

0.89

417

1.48

60

3.38

8.91

3G

asol

ina

Ext

ra c

on E

than

ol(*

)12

3.18

411

4.56

512

7.53

812

5.78

412

9.87

712

8.23

313

4.43

913

4.32

713

3.11

913

8.62

813

3.36

314

7.47

11.

570.

531

Gas

olin

a E

xtra

(*)

1.35

6.17

01.

210.

658

1.33

8.15

71.

285.

138

1.34

0.58

11.

184.

987

1.31

2.94

31.

269.

734

1.16

9.65

796

7.41

299

5.68

01.

141.

857

14.5

72.9

74To

tal G

asol

inas

1.84

2.00

71.

677.

705

1.83

8.34

81.

770.

789

1.84

8.38

21.

648.

086

1.82

7.57

71.

669.

955

1.52

2.77

51.

296.

934

1.30

0.52

91.

289.

328

19.5

32.4

17D

iese

l 1

18.9

7822

.561

25.3

5619

.834

21.9

278.

604

24.0

2821

.149

23.9

3324

.562

16.4

2617

.094

244.

453

Die

sel

288

9.06

379

3.03

882

4.11

381

0.69

386

5.59

079

4.87

283

7.82

384

3.80

043

7.73

560

3.12

065

0.94

175

1.36

49.

102.

152

Die

sel P

rem

ium

259.

464

258.

946

306.

048

287.

972

281.

646

278.

505

304.

655

299.

416

304.

233

319.

558

68.6

000

2.96

9.04

2Fu

el O

il 4

(***

)96

7.07

389

4.37

290

1.87

379

6.48

186

1.65

768

8.53

790

4.51

192

4.00

997

8.65

690

8.22

380

1.34

490

4.16

610

.530

.902

Fuel

Oil

Pes

ado

de E

xpor

taci

ón (F

O6)

(***

)63

6.08

170

1.51

770

0.60

584

9.73

580

2.14

177

6.71

168

8.33

279

9.39

117

.412

00

05.

971.

925

Fuel

Oil

pesa

do d

e C

onsu

mo

Nac

iona

l (F

O6)

(***

)(**

**)

337.

098

300.

652

375.

364

387.

778

336.

640

310.

719

364.

935

313.

816

330.

286

428.

322

415.

671

410.

678

4.31

1.95

7R

esid

uo S

ecto

r Elé

ctric

o y

Cru

do R

educ

ido

(**)

310.

344

290.

322

310.

344

300.

333

310.

344

300.

333

310.

344

310.

344

300.

333

310.

344

300.

333

310.

344

3.66

4.06

3Je

t Fue

l 24

3.42

324

2.69

724

9.82

524

2.51

124

2.43

123

6.62

724

9.56

625

3.37

230

5.65

921

7.29

021

0.35

016

7.69

82.

861.

451

Asf

alto

s 23

5.18

315

5.64

820

5.18

410

4.09

318

7.02

120

9.69

722

1.00

319

4.62

422

2.86

518

2.96

522

4.15

420

3.50

82.

345.

943

Pes

ca A

rtesa

nal (

nafta

bas

e)70

.927

70.7

6668

.295

71.0

4669

.137

71.6

7778

.968

81.6

6070

.432

66.4

0968

.314

71.5

9285

9.22

3N

afta

Bas

e (s

ecto

r elé

ctric

o)0

00

00

00

00

00

00

Naf

ta d

e ex

porta

ción

00

00

00

00

00

00

0G

LP23

6.14

018

4.39

323

6.14

022

8.52

223

6.14

022

8.52

223

6.14

083

.961

81.2

5283

.961

81.2

5283

.961

2.00

0.38

4S

olve

ntes

9.

800

9.40

09.

800

10.3

479.

300

9.80

013

.427

10.4

876.

160

9.30

013

.742

14.0

0812

5.57

1S

pray

Oil

26.4

9527

.733

32.0

8130

.045

25.6

4218

.488

21.3

5019

.479

15.3

8014

.857

14.3

3423

.524

269.

410

Abs

orve

r Oil

00

00

187

206

020

60

206

020

61.

013

TOTA

L P

RO

DU

CTO

S :

6.08

2.07

65.

629.

750

6.08

3.37

55.

910.

178

6.09

8.18

65.

581.

386

6.08

2.66

05.

825.

670

4.61

7.11

14.

466.

052

4.16

5.99

14.

247.

472

64.7

89.9

06TO

TAL

CA

RG

AS C

RU

DO

4.98

2.63

04.

661.

170

4.98

2.63

04.

821.

900

4.98

2.63

04.

603.

400

4.98

2.63

04.

982.

630

4.60

7.77

03.

448.

130

3.33

6.90

03.

448.

130

53.8

40.5

50TO

TAL

CA

RG

A G

AS N

ATU

RAL

(MM

PC)

488

236

488

473

488

473

488

488

473

488

473

488

5.54

4A

zufr

e (B

ls.)

362.

700

339.

300

362.

700

351.

000

362.

700

351.

000

362.

700

00

00

02.

492.

100

NO

TA

S:

C:\P

LAN

2012

PS

3 R

EP

RO

GR

AM

AD

A O

CT

201

1.X

LSX

* In

cluy

e la

mez

cla

de n

afta

s de

alto

y b

ajo

octa

nos

prod

ucid

a en

los

Ter

min

ales

de

Pas

cual

es y

El B

eate

rio.

**

Est

á in

cluí

da la

pro

ducc

ión

de C

rudo

Red

ucid

o d

e la

Ref

iner

ía A

maz

onas

que

se

rein

yect

a al

SO

TE p

ara

ser

trans

porta

da c

omo

crud

o:1.

342.

240

BLS

.

*

** I

nclu

ye C

utte

r S

tock

impo

rtado

que

par

ticip

a en

la p

repa

raci

ón d

e F

uel O

il 4

y F

uel O

il P

esad

o (F

O6)

de

Esm

eral

das

tant

o de

con

sum

o na

cion

al c

omo

de e

xpor

taci

ón.

El f

uel o

il 4

prep

arad

o en

Esm

eral

das

cons

tituy

e vo

lum

en p

ara

cabo

taje

s a

Ref

iner

ía L

a Li

bert

ad.

***

* E

ste

prod

ucto

est

á de

stin

ado

a cu

brir

la d

eman

da d

e R

esid

uo p

or p

arte

del

sec

tor e

léct

rico.

En

la p

repa

raci

ón d

el fu

el o

il y

gas

olin

as s

e in

cluy

e la

impo

rtac

ión

de c

utte

r sto

ck y

naf

ta d

e al

to o

ctan

o, r

espe

ctiv

amen

te.

E

n la

pro

ducc

ión

de s

olve

ntes

se

incl

uye

el A

bsor

ver O

il qu

e se

pro

duce

en

Ref

iner

ía la

Lib

erta

dFU

EN

TE: P

ETR

OE

CU

AD

OR

- CO

MIS

ION

INT

ER

INS

TIT

UC

ION

AL

PR

OR

RO

GA

RE

HA

BIL

ITA

CIO

N R

EE


CU

AD

RO

6.

PR

OG

RA

MA

S D

E P

RO

DU

CC

ION

DE

DE

RIV

AD

OS

PO

R R

E F

I N

E R

I A

AÑ

O 2

0 1

2B

AR

RIL

ES

/ME

SP

RO

DU

CT

OS

E N

E R

OF

EB

RE

RO

M A

R Z

OA

B R

I L

M A

Y O

J U

N I

OJ

U L

I O

A G

O S

T O

SE

PTI

EM

B.

OC

TU

BR

EN

OV

IEM

B.

DIC

IEM

BR

.T

O T

A L

A

N U

A L

RE

FIN

ER

IA E

SM

ER

ALD

AS

Gas

olin

a S

uper

362.

653

352.

482

372.

653

359.

866

377.

924

334.

866

380.

195

265.

893

220.

000

190.

894

171.

486

03.

388.

913

Gas

olin

a E

xtra

575.

659

531.

608

556.

963

538.

538

561.

822

540.

034

543.

631

514.

602

517.

554

145.

087

262.

678

423.

303

5.71

1.47

9

S

U B

T O

T A

L :

938.

312

884.

089

929.

616

898.

404

939.

746

874.

900

923.

827

780.

495

737.

554

335.

981

434.

164

423.

303

9.10

0.39

2D

iese

l 2

530.

822

466.

744

478.

033

469.

910

508.

635

484.

663

478.

910

481.

148

138.

521

238.

186

290.

262

387.

536

4.95

3.37

0D

iese

l Pre

miu

m25

9.46

425

8.94

630

6.04

828

7.97

228

1.64

627

8.50

530

4.65

529

9.41

630

4.23

331

9.55

868

.600

02.

969.

042

Fue

l Oil

4 (*

**)

238.

231

211.

856

173.

031

91.1

5013

2.81

510

6.98

617

5.66

919

5.16

739

4.62

917

9.38

096

.013

175.

324

2.17

0.24

9F

uel O

il P

esad

o de

Exp

orta

ción

(F

O6)

(***

)63

6.08

170

1.51

770

0.60

584

9.73

580

2.14

177

6.71

168

8.33

279

9.39

117

.412

00

05.

971.

925

Fue

l Oil

pesa

do d

e C

onsu

mo

Nac

iona

l (F

O6)

(***

)(**

**)

337.

098

300.

652

375.

364

387.

778

336.

640

310.

719

364.

935

313.

816

330.

286

428.

322

415.

671

410.

678

4.31

1.95

7Je

t Fue

l 16

4.78

716

7.76

617

0.99

216

6.38

116

4.79

316

1.09

617

1.50

817

4.50

923

0.07

213

9.50

013

5.00

090

.000

1.93

6.40

4A

sfal

tos

235.

183

155.

648

205.

184

104.

093

187.

021

209.

697

221.

003

194.

624

222.

865

182.

965

224.

154

203.

508

2.34

5.94

3P

esca

Art

esan

al (

nafta

bas

e)34

.547

35.3

8334

.147

35.5

2334

.569

35.8

3839

.484

40.8

3035

.216

33.2

0434

.157

35.7

9642

8.69

5N

afta

Bas

e (s

ecto

r elé

ctric

o)0

00

00

00

00

00

00

Naf

ta d

e ex

port

ació

n0

00

00

00

00

00

00

GLP

152.

179

142.

772

152.

179

147.

270

152.

179

147.

270

152.

179

00

00

01.

046.

029

T O

T A

L

P R

O D

U C

T O

S3.

526.

703

3.32

5.37

33.

525.

198

3.43

8.21

53.

540.

183

3.38

6.38

53.

520.

501

3.27

9.39

62.

410.

788

1.85

7.09

71.

698.

019

1.72

6.14

535

.234

.005

Azu

fre

(Bls

.)36

2.70

033

9.30

036

2.70

035

1.00

036

2.70

035

1.00

036

2.70

00

00

00

2.49

2.10

0C

AP

AC

IDA

D IN

ST

ALA

DA

(B

LS/D

IA)

110.

000

110.

000

110.

000

110.

000

110.

000

110.

000

110.

000

110.

000

110.

000

110.

000

110.

000

110.

000

110.

000

TO

TA

L C

AR

GA

S C

RU

DO

3.06

9.00

02.

871.

000

3.06

9.00

02.

970.

000

3.06

9.00

02.

970.

000

3.06

9.00

03.

069.

000

2.97

0.00

01.

534.

500

1.48

5.00

01.

534.

500

31.6

80.0

00C

AR

GA

PO

R D

IA O

PE

RA

CIO

N99

.000

99.0

0099

.000

99.0

0099

.000

99.0

0099

.000

99.0

0099

.005

99.0

0099

.000

99.0

0099

.000

DIA

S O

PE

RA

CIO

N31

2931

3031

3031

3130

1615

1632

0C

AP

AC

IDA

D O

PE

RA

TIV

A90

%90

%90

%90

%90

%90

%90

%90

%90

%90

%90

%90

%90

%

RE

FIN

ER

IA L

A L

IBE

RT

AD

Gas

olin

a E

xtra

(a)

150.

000

150.

000

150.

000

150.

000

150.

000

150.

000

150.

000

150.

000

150.

000

150.

000

150.

000

150.

000

1.80

0.00

0P

esca

Art

esan

al (

nafta

bas

e)36

.380

35.3

8334

.147

35.5

2334

.569

35.8

3839

.484

40.8

3035

.216

33.2

0434

.157

35.7

9643

0.52

8D

iese

l No.

114

.992

17.8

2320

.032

15.6

6917

.322

4.02

218

.982

16.7

0818

.907

19.4

0412

.977

13.5

0419

0.34

3D

iese

l No.

221

1.67

119

1.42

020

1.41

019

9.87

321

1.00

516

9.23

921

4.01

121

7.41

715

8.59

621

9.77

721

8.33

121

6.87

52.

429.

624

Fue

l Oil

472

8.84

268

2.51

672

8.84

270

5.33

172

8.84

258

1.55

172

8.84

272

8.84

258

4.02

772

8.84

270

5.33

172

8.84

28.

360.

654

Jet F

uel

63.7

4259

.767

63.3

7861

.091

62.7

4460

.971

62.5

5663

.089

61.1

1862

.656

61.0

3562

.791

744.

936

GLP

2.20

12.

059

2.20

12.

130

2.20

12.

130

2.20

12.

201

2.13

02.

201

2.13

02.

201

25.9

90S

olve

ntes

(S

olve

nte

2 y

Min

era

l Tur

pent

ine)

9.80

09.

400

9.80

010

.347

9.30

09.

800

13.4

2710

.487

6.16

09.

300

13.7

4214

.008

125.

571

Spr

ay O

il26

.495

27.7

3332

.081

30.0

4525

.642

18.4

8821

.350

19.4

7915

.380

14.8

5714

.334

23.5

2426

9.41

0A

bsor

ver O

il0

00

018

720

60

206

020

60

206

1.01

3T

O T

A L

P

R O

D U

C T

O S

1.24

4.12

41.

176.

102

1.24

1.89

11.

210.

009

1.24

1.81

21.

032.

246

1.25

0.85

51.

249.

261

1.03

1.53

41.

240.

448

1.21

2.03

81.

247.

748

14.3

78.0

69C

AP

AC

IDA

D IN

ST

ALA

DA

(B

LS/D

IA)

45.0

0045

.000

45.0

0045

.000

45.0

0045

.000

45.0

0045

.000

45.0

0045

.000

45.0

0045

.000

45.0

00T

OT

AL

CA

RG

AS

CR

UD

O1.

324.

630

1.23

9.17

01.

324.

630

1.28

1.90

01.

324.

630

1.06

3.40

01.

324.

630

1.32

4.63

01.

067.

770

1.32

4.63

01.

281.

900

1.32

4.63

015

.206

.550

CA

RG

A P

OR

DIA

OP

ER

AC

ION

42.7

3042

.730

42.7

3042

.730

42.7

3042

.536

42.7

3042

.730

42.7

1142

.730

42.7

3042

.730

42.7

15D

IAS

OP

ER

AC

ION

3129

3130

3125

3131

2531

3031

356

CA

PA

CID

AD

OP

ER

AT

IVA

95%

95%

95%

95%

95%

95%

95%

95%

95%

95%

95%

95%

95%

RE

FIN

ER

IA S

HU

SH

UF

IND

IG

asol

ina

Ext

ra (

b)27

.750

25.9

6027

.750

26.8

5527

.750

26.8

5527

.750

27.7

5026

.855

27.7

5026

.855

27.7

5032

7.62

9D

iese

l No.

13.

985

4.73

85.

325

4.16

54.

605

4.58

25.

046

4.44

15.

026

5.15

83.

449

3.59

054

.110

Die

sel N

o. 2

146.

570

134.

874

144.

670

140.

909

145.

950

140.

970

144.

902

145.

235

140.

618

145.

157

142.

348

146.

953

1.71

9.15

7R

esid

uo S

ecto

r E

léct

rico

y C

rudo

Red

ucid

o (*

*)31

0.34

429

0.32

231

0.34

430

0.33

331

0.34

430

0.33

331

0.34

431

0.34

430

0.33

331

0.34

430

0.33

331

0.34

43.

664.

063

Jet F

uel

14.8

9515

.164

15.4

5615

.039

14.8

9514

.561

15.5

0215

.773

14.4

6915

.135

14.3

1514

.908

180.

111

T O

T A

L

P R

O D

U C

T O

S50

3.54

447

1.05

750

3.54

448

7.30

150

3.54

448

7.30

150

3.54

450

3.54

448

7.30

150

3.54

448

7.30

150

3.54

45.

945.

070

CA

PA

CID

AD

INS

TA

LAD

A (

BLS

/DIA

)20

.000

20.0

0020

.000

20.0

0020

.000

20.0

0020

.000

20.0

0020

.000

20.0

0020

.000

20.0

0020

.000

TO

TA

L C

AR

GA

S C

RU

DO

589.

000

551.

000

589.

000

570.

000

589.

000

570.

000

589.

000

589.

000

570.

000

589.

000

570.

000

589.

000

6.95

4.00

0C

AR

GA

PO

R D

IA O

PE

RA

CIO

N19

.000

19.0

0019

.000

19.0

0019

.000

19.0

0019

.000

19.0

0019

.000

19.0

0019

.000

19.0

0019

.000

DIA

S O

PE

RA

CIO

N31

2931

3031

3031

3130

3130

3136

6C

AP

AC

IDA

D O

PE

RA

TIV

A95

%95

%95

%95

%95

%95

%95

%95

%95

%95

%95

%95

%95

%P

LAN

TA

GA

S S

HU

SH

UF

IND

IG

LP81

.759

39.5

6181

.759

79.1

2281

.759

79.1

2281

.759

81.7

5979

.122

81.7

5979

.122

81.7

5992

8.36

5T

O T

A L

P

R O

D U

C T

O S

81.7

5939

.561

81.7

5979

.122

81.7

5979

.122

81.7

5981

.759

79.1

2281

.759

79.1

2281

.759

928.

365

CA

PA

CID

AD

INS

TA

LAD

A (

MM

PC

/DIA

)25

2525

2525

2525

2525

2525

2525

TO

TA

L C

AR

GA

S G

AS

AS

OC

IAD

O (

MM

PC

/ME

S)

488

236

488

473

488

473

488

488

473

488

473

488

5.54

4C

AR

GA

PO

R D

IA O

PE

RA

CIO

N16

816

1616

1616

1616

3316

1616

DIA

S O

PE

RA

CIO

N31

2831

3031

3031

3130

1530

3134

9T

ER

MIN

ALE

S P

AS

CU

ALE

S Y

BE

AT

ER

IOP

AS

CU

ALE

S

Gas

olin

a E

xtra

(*)

249.

005

223.

288

249.

689

227.

403

247.

254

125.

755

237.

807

223.

627

132.

904

290.

820

213.

804

187.

049

2.60

8.40

4B

EA

TE

RIO

Gas

olin

a E

xtra

(*)

353.

755

279.

802

353.

755

342.

344

353.

755

342.

344

353.

755

353.

755

342.

344

353.

755

342.

344

353.

755

4.12

5.46

1P

AS

CU

ALE

S

Gas

olin

a E

xtra

con

Eth

anol

(*)

123.

184

114.

565

127.

538

125.

784

129.

877

128.

233

134.

439

134.

327

133.

119

138.

628

133.

363

147.

471

1.57

0.53

1T

O T

A L

P

R O

D U

C T

O S

725.

945

617.

656

730.

982

695.

530

730.

887

596.

331

726.

001

711.

709

608.

366

783.

204

689.

511

688.

275

8.30

4.39

6N

OT

AS

:C

:\PLA

N20

12 P

S 3

RE

PR

OG

RA

MA

DA

OC

T 2

011.

XLS

X

*

En

los

Ter

min

ales

de

Pas

cual

es y

Bea

terio

se

prep

ara

la g

asol

ina

ext

ra (

80 o

ctan

os)

a p

artir

de

la m

ezcl

a de

na

fta b

ase

prov

enie

nte

de R

efin

eria

La

Lib

erta

d y

Am

azon

as,

res

pect

ivam

ente

y n

afta

de

alto

oct

ano.

**

E

ste

volu

men

cor

resp

onde

al t

otal

pro

duc

ido

en e

sta

Ref

iner

ía, s

in e

mba

rgo

, de

este

vol

umen

una

par

te s

e re

inye

cta

al S

OT

E p

ara

ser

expo

rtad

o co

mo

crud

o (c

rudo

red

ucid

o):

1.34

2.24

0B

ls.

***

Inc

luye

Cut

ter

Sto

ck im

por

tado

que

par

ticip

a en

la p

repa

raci

ón d

e F

uel O

il 4

y F

uel O

il P

esa

do (

FO

6) d

e E

smer

alda

s ta

nto

de c

ons

umo

naci

onal

com

o de

exp

orta

ción

. E

l fue

l oil

4 pr

epar

ado

en E

smer

alda

s co

nstit

uye

volu

men

par

a ca

bota

jes

a R

efin

ería

La

Libe

rtad

.

*

***

Est

e pr

oduc

to e

stá

dest

inad

o a

cubr

ir la

dem

anda

de

Res

iduo

por

par

te d

el s

ecto

r el

éctr

ico.

En

la p

repa

raci

ón d

e G

aso

linas

Sup

er y

Ext

ra s

e in

cluy

e la

impo

rtac

ión

de n

afta

de

alto

oct

ano.

(a)

No

incl

uye

naft

as b

ase

utili

zada

en

la p

repa

raci

ón d

e ga

solin

a ex

tra

en

el T

erm

inal

Pas

cual

es

(b)

No

incl

uye

naft

as b

ase

en la

pre

para

ción

de

gaso

lina

extr

a en

el T

erm

inal

El B

eate

rio.

E

n la

pro

ducc

ión

de s

olve

ntes

se

incl

uye

el A

bso

rver

Oil

que

se p

rodu

ce e

n R

efin

ería

la L

iber

tad

L

os d

ías

de p

ara

lizac

ión

de

la R

efin

ería

La

Libe

rtad

se

calc

ular

on e

n ba

se a

la c

arga

de

cada

Uni

dad.

FU

EN

TE

: PE

TR

OE

CU

AD

OR

- C

OM

ISIO

N IN

TE

RIN

ST

ITU

CIO

NA

L P

RO

RR

OG

A R

EH

AB

ILIT

AC

ION

RE

E


CU

AD

RO

7.

E S

T I

M A

C I

O N

D E

L

C O

N S

U M

O

N A

C I

O N

A L

D

E

D E

R I

V A

D O

SA

ÑO

2 0

1 2

Cifr

as e

n B

arril

es

PR

OD

UC

TOS

EN

ER

OF

EB

RE

RO

MA

RZ

OA

BR

ILM

AY

OJU

NIO

JULI

OA

GO

ST

OS

EP

TIE

MB

RE

OC

TU

BR

EN

OV

IEM

BR

ED

ICIE

MB

RE

TO

TA

L

Gas

olin

a S

uper

449.

155

423.

665

461.

562

463.

197

465.

673

452.

890

480.

454

496.

603

471.

928

487.

960

467.

470

543.

230

5.66

3.78

7

Gas

olin

a E

xtra

co

n E

tan

ol12

3.18

411

4.56

512

7.53

812

5.78

412

9.87

712

8.23

313

4.43

913

4.32

713

3.11

913

8.62

813

3.36

314

7.47

11.

570.

531

Gas

olin

a E

xtra

1.29

0.08

21.

199.

818

1.33

5.68

11.

317.

311

1.36

0.17

61.

342.

952

1.40

7.95

01.

406.

778

1.39

4.12

01.

451.

824

1.39

6.68

01.

544.

435

16.4

47.8

09

TO

TA

L G

AS

OLI

NA

S1.

862.

421

1.73

8.04

81.

924.

782

1.90

6.29

21.

955.

727

1.92

4.07

52.

022.

843

2.03

7.70

91.

999.

167

2.07

8.41

31.

997.

514

2.23

5.13

623

.682

.126

Abs

orve

r Oil

00

00

187

206

020

60

206

020

61.

013

Pes

ca A

rtes

anal

69.0

9470

.766

68.2

9571

.046

69.1

3771

.677

78.9

6881

.660

70.4

3266

.409

68.3

1471

.592

857.

390

Naf

ta B

ase

(sec

tor e

léct

rico)

0

Die

sel

16.

978

10.5

6113

.356

7.83

49.

927

9.82

012

.028

9.14

911

.933

12.5

624.

426

5.09

411

3.66

8

Die

sel

2 2.

201.

652

1.79

8.18

51.

995.

565

1.95

9.65

32.

053.

824

2.09

4.53

12.

190.

273

2.16

9.71

52.

420.

940

2.62

9.94

82.

404.

694

2.24

4.98

126

.163

.962

T

erre

stre

1.73

0.64

81.

542.

117

1.76

4.38

61.

713.

974

1.82

7.27

31.

890.

403

1.94

9.33

51.

950.

985

1.91

0.66

62.

041.

094

1.92

0.26

92.

002.

154

22.2

43.3

03

E

léct

rico

316.

667

147.

619

102.

381

102.

381

95.2

3859

.524

102.

381

109.

524

342.

857

469.

048

340.

476

102.

381

2.29

0.47

6

N

avie

ro N

acio

nal e

Inte

rnac

iona

l15

4.33

710

8.45

012

8.79

814

3.29

813

1.31

314

4.60

513

8.55

710

9.20

716

7.41

711

9.80

614

3.94

914

0.44

61.

630.

183

Die

sel

Pre

miu

m

3/25

9.46

425

8.94

630

6.04

828

7.97

228

1.64

627

8.50

530

4.65

529

9.41

630

4.23

331

9.55

830

5.24

832

0.53

93.

526.

229

Fue

l Oil

496

7.07

389

4.37

290

1.87

379

6.48

186

1.65

768

8.53

790

4.51

192

4.00

997

8.65

690

8.22

380

1.34

490

4.16

610

.530

.902

N

acio

nal

146.

622

149.

714

175.

692

155.

731

152.

545

161.

273

163.

147

154.

861

150.

343

162.

140

162.

928

150.

298

1.88

5.29

4

E

léct

rico

452.

381

414.

286

380.

952

421.

429

383.

333

250.

000

342.

857

435.

714

402.

381

345.

238

383.

333

421.

429

4.63

3.33

3

I

nter

naci

ona

l36

8.07

033

0.37

234

5.22

821

9.32

132

5.77

827

7.26

439

8.50

733

3.43

442

5.93

140

0.84

525

5.08

233

2.44

04.

012.

275

Res

iduo

Sec

tor

Ele

ctric

o In

dust

rial

518.

612

462.

542

577.

482

596.

581

517.

908

478.

029

561.

438

482.

793

508.

132

658.

957

639.

494

631.

812

6.63

3.78

0

S

ect

or I

ndus

tria

l (R

ef.A

maz

onas

y R

.Esm

eral

das)

75.7

5562

.542

63.1

9763

.248

63.1

4654

.219

70.9

6275

.650

70.0

3682

.766

60.9

2267

.526

809.

970

S

ect

or E

léct

rico

2/

(R

ef.A

maz

onas

y E

smer

alda

s)44

2.85

740

0.00

051

4.28

653

3.33

345

4.76

242

3.81

049

0.47

640

7.14

343

8.09

557

6.19

057

8.57

156

4.28

65.

823.

810

Jet F

uel

221.

423

225.

697

230.

325

223.

711

221.

431

216.

127

231.

066

235.

372

214.

659

225.

232

212.

229

221.

628

2.67

8.90

2

N

acio

nal

98.2

3010

0.42

611

1.20

410

7.05

911

6.15

011

5.03

313

0.79

612

8.60

412

0.32

712

5.87

911

9.11

412

3.97

01.

396.

792

I

nter

naci

ona

l12

3.19

312

5.27

111

9.12

111

6.65

210

5.28

210

1.09

410

0.27

010

6.76

894

.332

99.3

5493

.115

97.6

581.

282.

110

Asf

alto

s 23

5.18

315

5.64

820

5.18

410

4.09

318

7.02

120

9.69

722

1.00

319

4.62

422

2.86

518

2.96

522

4.15

420

3.50

82.

345.

943

G.L

.P.

985.

595

869.

787

979.

740

942.

554

1.06

2.96

11.

018.

988

1.04

3.94

21.

036.

122

1.04

3.55

31.

092.

771

1.02

9.94

41.

070.

171

12.1

76.1

27

Sol

vent

es

9.

186

8.87

99.

313

9.89

58.

262

9.45

511

.034

10.1

266.

456

6.13

713

.269

13.5

2611

5.53

6

Spr

ay O

il26

.495

27.7

3332

.081

30.0

4525

.642

18.4

8821

.350

19.4

7915

.380

14.8

5714

.334

23.5

2426

9.41

0

Avg

as 1

/1.

150

1.69

22.

595

4.43

13.

066

3.70

43.

008

3.23

43.

167

2.62

02.

574

3.35

534

.597

TO

TA

L P

RO

DU

CT

OS

:7.

364.

325

6.52

2.85

77.

246.

639

6.94

0.58

87.

258.

396

7.02

1.84

07.

606.

119

7.50

3.61

47.

799.

573

8.19

8.85

87.

717.

538

7.94

9.23

989

.129

.585

AZ

UF

RE

(kg

)45

9.74

950

1.54

429

2.56

729

2.56

728

4.20

828

4.20

828

4.20

845

9.74

941

7.95

428

4.20

833

4.36

328

4.20

84.

179.

535

NO

TA

S:

1/ C

orre

spon

de a

la d

eman

da n

acio

nal d

e A

VG

AS

.C

:\PLA

N20

12 P

S 3

RE

PR

OG

RA

MA

DA

OC

T 2

011.

XLS

X

2/ C

ompu

esto

por

Res

iduo

de

Ref

iner

ía A

ma

zona

s y

la

mez

cla

de r

esid

uo d

e R

efin

ería

Esm

eral

das

con

dilu

yent

e (C

utte

r S

tock

) im

port

ado.

3/ S

e co

nsid

era

Die

sel P

rem

ium

par

a cu

brir

los

requ

erim

ient

os

de la

s ci

udad

es d

e Q

uito

y C

uenc

a

El c

onsu

mo

de g

asol

ina

extr

a c

on e

tano

l ree

mpl

azar

ía e

n ig

ual v

olum

en a

l con

sum

o de

gas

olin

a ex

tra,

La d

ema

nda

de p

rodu

ctos

del

sec

tor

elé

ctric

o c

orre

spon

de a

lo p

rogr

amad

o po

r el

CE

NA

CE

, y r

atifi

cado

por

el M

EE

R.

FU

EN

TE

: PE

TR

OE

CU

AD

OR

- C

OM

ISIO

N IN

TE

RIN

ST

ITU

CIO

NA

L P

RO

RR

OG

A R

EH

AB

ILIT

AC

ION

RE

E


CU

AD

RO

8. P

RO

DU

CC

ION

, CO

NS

UM

O, I

MP

OR

TA

CIO

N Y

EX

PO

RT

AC

ION

DE

DE

RIV

AD

OS

AÑ

O 2

0 1

2

Cifr

as e

n B

arril

es

PR

OD

UC

TO

SIM

PO

RT

AC

ION

TOTA

L C

ON

SU

MO

E

XP

OR

TA

CIO

N

OF

ER

TA N

AC

ION

AL

Gas

olin

a S

uper

3.38

8.91

30

03.

388.

913

5.66

3.78

70

Gas

olin

a E

xtra

con

Eth

anol

(*)

1.57

0.53

10

01.

570.

531

1.57

0.53

10

Gas

olin

a E

xtra

(*)

(**)

14.5

72.9

741.

920.

000

016

.492

.974

16.4

47.8

090

Tot

al G

asol

inas

19.5

32.4

171.

920.

000

021

.452

.417

23.6

82.1

260

Pes

ca A

rtes

anal

859.

223

00

859.

223

857.

390

0

Naf

ta B

ase

(sec

tor

eléc

tric

o)0

00

00

0

Die

sel

124

4.45

40

024

4.45

411

3.66

80

Die

sel 2

9.

102.

152

17.2

80.0

000

26.3

82.1

5226

.163

.962

0

Die

sel P

rem

ium

2.96

9.04

248

0.00

00

3.44

9.04

23.

526.

229

0

Fue

l Oil

4 (b

)10

.530

.902

00

10.5

30.9

0210

.530

.902

0

Fue

l Oil

Pes

ado

de E

xpor

taci

ón (

FO

6)(*

**)

5.97

1.92

50

05.

971.

925

05.

971.

925

Fue

l Oil

pesa

do d

e C

onsu

mo

Nac

iona

l (F

O6)

(***

)(**

**)

4.31

1.95

70

04.

311.

957

4.31

1.95

70

Res

iduo

Sec

tor

Ele

ctric

o In

dust

rial R

ef.A

maz

onas

(a)

3.66

4.06

30

03.

664.

063

2.32

1.82

31.

342.

240

Jet F

uel

2.86

1.45

30

02.

861.

453

2.67

8.90

20

Asf

alto

s 2.

345.

943

00

2.34

5.94

32.

345.

943

0

GLP

2.00

0.38

410

.158

.020

012

.158

.404

12.1

76.1

270

Sol

vent

es

125.

571

00

125.

571

115.

536

0

Spr

ay O

il26

9.41

00

026

9.41

026

9.41

00

Abs

orve

r O

il1.

013

00

1.01

31.

013

0

Avg

as 1

/0

36.0

000

36.0

0034

.597

0

Naf

tas

(b)

(**)

012

.000

.000

00

00

Gas

óleo

s0

00

00

600.

000

Cut

ter

Sto

ck3.

990.

000

00

TO

TA

L P

RO

DU

CT

OS

:64

.789

.909

45.8

64.0

200

94.6

63.9

2989

.129

.585

6.57

1.92

5

NO

TAS:

C:\P

LAN

2012

PS

3 R

EP

RO

GR

AM

AD

A O

CT

201

1.X

LSX

1.34

2.24

0B

ls.

8.30

4.39

6B

ls.

1/ L

os d

atos

cor

resp

onde

n a

la d

eman

da d

e A

vgas

que

ser

á cu

bier

ta p

or P

ET

RO

CO

ME

RC

IAL

med

iant

e im

port

acio

nes,

el v

olum

en a

dici

onal

que

se

requ

iere

, ser

á ab

aste

cido

por

par

te d

e la

em

pres

a pr

ivad

a.

En

alg

un

os

pro

du

cto

s la

dif

ere

nci

a en

tre

ofe

rta

y co

nsu

mo

se

co

mp

ensa

rá c

on

var

iaci

on

es

de

sto

ck.

En

la p

rod

ucc

ión

de

Solv

en

tes

está

incl

uíd

a 2

.40

0 B

ls. d

e A

bso

rve

r O

il (6

00

Bls

. po

r tr

ime

stre

)

FU

EN

TE

: PE

TR

OE

CU

AD

OR

- C

OM

ISIO

N IN

TE

RIN

ST

ITU

CIO

NA

L P

RO

RR

OG

A R

EH

AB

ILIT

AC

ION

RE

E

(***

) La

pro

ducc

ión

de e

ste

prod

ucto

cub

rirá

la d

eman

da d

e R

esid

uo E

léct

rico

de T

erm

oesm

eral

das,

Ter

moG

uaya

s, T

erm

oPic

hinc

ha y

Gen

eroc

a. Y

el 3

5% d

e la

Dem

anda

del

Sec

tor

Ele

ctric

o +

Indu

stria

l pro

duci

rá o

apo

rtar

á la

ref

iner

ía A

maz

onas

PR

OD

UC

CIO

N Y

M

EZ

CLA

S

IMP

OR

TA

CIO

N

CO

NV

EN

IO

VE

NE

ZU

ELA

a) E

n e

l vo

lum

en

de

pro

du

cció

n s

e c

on

sid

era

el t

ota

l de

Cru

do

Re

du

cid

o p

rod

uci

do

en

la R

efin

ería

Am

azo

nas

, de

l cu

al e

l 35

% c

orr

esp

on

de

al c

on

sum

o d

el r

esi

du

o d

el s

ect

or

elé

ctri

co e

ind

ust

rial

en

la R

efi

ne

ría

Am

azo

nas

, el s

ald

o s

e re

inye

cta

al O

leo

du

cto

, po

r lo

qu

e n

o s

e c

on

sid

era

en

los

tota

les

po

r ex

po

rtac

ión

de

der

ivad

os:

b) L

a im

port

ació

n de

naf

tas

no s

e in

cluy

e en

el t

otal

de

la o

fert

a po

rque

ya

está

con

side

rado

en

la p

repa

raci

ón d

e ga

solin

as

c) L

a im

port

ació

n de

cut

ter

stoc

k no

se

incl

uye

en e

l tot

al d

e la

ofe

rta

porq

ue y

a es

tá c

onsi

dera

da e

n la

pre

para

ción

de

fuel

oil

4, F

uel O

il P

esad

o (F

.OIL

6)

de E

smer

alda

s, ta

nto

de c

onsu

mo

naci

onal

com

o de

exp

orta

ción

.

(*)

En la

pro

du

cció

n d

e g

aso

lina

ext

ra e

stá

incl

uíd

a la

mez

cla

de

naf

tas

de

alt

o y

baj

o o

ctan

os

pro

du

cid

a e

n lo

s Te

rmin

ale

s d

e P

ascu

ale

s y

El B

eat

eri

o p

or:

(**)

EL

volu

men

de

impo

rtac

ion

corr

espo

nde

a na

fta d

e al

to o

ctan

aje

para

pre

para

ción

de

gaso

linas

sup

er y

ext

ra y

el d

e pr

oduc

ción

al r

eman

ente

de

nafta

s de

Ref

iner

ía E

smer

alda

s y

la L

iber

tad,

una

vez

pre

para

da d

icha

s ga

solin

as c

onst

ituye

lo d

ispo

nibl

e pa

ra e

xpor

tar.


E N E R OA. EMPRESAS PUBLICAS 11.711.382 1.843.301 5.056.212 0 4.811.870 6.655.170 1. EP PETROECUADOR 6.648.646 906.695 4.320.027 0 1.421.924 2.328.619 1.1 MATRIZ (AMAZONICA, ALIANZAS Y PENINSULA) 4.901.052 906.695 3.791.688 0 202.670 1.109.364 1.1.1 EP PETROECUADOR REGION AMAZONICA 4.651.843 860.591 3.791.252 0 860.591 1.1.2 EP PETROECUADOR ALIANZAS OPERATIVAS 247.441 45.777 201.665 247.441 1.1.2.1 Culebra-Yulebra-Anaconda 247.441 45.777 201.665 247.441

1.1.3 EP PETROECUADOR PENINSULA BLOQUE 1 "Pacoa" 1.767 327 435 1.005 1.332EP PETROECUADOR BLOQUE 11"Cristal,Rubi" 0 0 0 0 0EP PETROECUADOR "Charapa" 0 0 0 0 0 1.2 SUBSIDIARIAS 1.747.594 528.340 1.219.254 1.219.254 1.2.1 RIO NAPO (SACHA) 1.747.594 528.340 1.219.254 1.219.2542. PETROAMAZONAS EP BL.15, PAÑACOCHA, 7, 21, 18 5.062.736 936.606 736.184 0 3.389.946 4.326.552 2.1 MATRIZ Y FILIALES 5.062.736 936.606 736.184 0 3.389.946 4.326.552 2.1.1 PETROAMAZONAS EP BL.15 Y UNIFICADOS 2.671.611 494.248 259.697 1.917.666 2.411.914 2.1.2 PETROAMAZONAS (Pañacocha) 457.281 84.597 372.684 457.281 2.1.3 PETROAMAZONAS EP (Bloques 7 y 21) 1.311.263 242.584 323.087 745.592 988.176 2.1.3.1 PETROAMAZONAS EP (Bloque 7) 1.058.805 195.879 260.883 602.043 797.922

2.1.3.2 PETROAMAZONAS EP (Bloque 21) 252.458 46.705 62.204 143.549 190.254

2.1.4 PETROAMAZONAS EP (Bloque 18) 622.581 115.177 153.400 354.003 469.181 2.1.4 PETROAMAZONAS EP (Bloque 31) 0 0 0 0B. SECRETARIA DE HIDROCARBUROS 4.209.289 1.052.322 0 1.952.432 1.204.534 2.256.857 1. CONTRATOS PRESTACION SERVICIOS RENEGOCIADOS 4.209.289 1.052.322 0 1.952.432 1.204.534 2.256.857 1.1 AGIP OIL (Bloque 10) 500.753 125.188 246.428 129.136 254.324 1.2 ANDES PETROLEUM ECUADOR 1.027.514 256.878 505.656 264.980 521.858 1.3 REPSOL-YPF 1.240.159 310.040 613.276 316.843 626.883REPSOL YPF - Bloque 16(Amo,Dabo,Ginta,Iro,Daimi,Wati) y Bogi Capiron 1.129.055 282.264 570.707 276.084 558.348REPSOL YPF - Tivacuno 111.104 27.776 42.569 40.759 68.535

1.4 PETROORIENTAL S.A. (Bl.14"Sunka,Wanke,Nantu,Kupi") 150.133 37.533 86.548 26.051 63.585 1.5 PETROORIENTAL S.A.(Bloque 17) 262.524 65.631 151.339 45.554 111.184 1.6 SIPEC-ENAP(MDC) 374.318 93.580 87.999 192.740 286.320 1.7 SIPEC-ENAP(Paraiso,Biguno,Huachito) 70.864 17.716 20.695 32.453 50.169 1,8 PETRO.SUDAMERICANOS (Palanda-Yuca Sur) 73.776 18.444 33.091 22.241 40.685 1.9 PETRO.SUDAMERICANOS (Pindo) 193.979 48.495 77.732 67.752 116.247 1.10 TECPECUADOR (Bermejo-Rayo) 105.214 26.304 35.505 43.406 69.709 1,11 PETROBELL (Tiguino) 127.782 31.946 53.181 42.655 74.601 1.12 PACIFPETROL (Gustavo Galindo) 39.432 9.858 28.273 1.301 11.159 1.13 PEGASO (Puma) 42.842 10.711 12.710 19.421 30.132

TOTAL 15.920.671 2.895.623 5.056.212 1.952.432 6.016.404 8.912.027F E B R E R O

A. EMPRESAS PUBLICAS 11.059.524 1.741.210 4.730.005 0 4.588.309 6.329.519 1. EP PETROECUADOR 6.286.673 858.233 4.058.183 0 1.370.257 2.228.490 1.1 MATRIZ (AMAZONICA, ALIANZAS Y PENINSULA) 4.639.096 858.233 3.581.082 0 199.781 1.058.014 1.1.1 EP PETROECUADOR REGION AMAZONICA 4.393.504 812.798 3.580.706 0 812.798 1.1.2 EP PETROECUADOR ALIANZAS OPERATIVAS 243.997 45.139 198.857 243.997 1.1.2.1 Culebra-Yulebra-Anaconda 243.997 45.139 198.857 243.997

1.1.3 EP PETROECUADOR PENINSULA BLOQUE 1 "Pacoa" 1.595 295 376 923 1.219EP PETROECUADOR BLOQUE 11"Cristal,Rubi" 0 0 0 0 0EP PETROECUADOR "Charapa" 0 0 0 0 0 1.2 SUBSIDIARIAS 1.647.577 0 477.101 1.170.476 1.170.476 1.2.1 RIO NAPO (SACHA) 1.647.577 477.101 1.170.476 1.170.4762. PETROAMAZONAS EP BL.15, PAÑACOCHA, 7, 21, 18 4.772.851 882.977 671.822 0 3.218.052 4.101.029 2.1 MATRIZ Y FILIALES 4.772.851 882.977 671.822 0 3.218.052 4.101.029 2.1.1 PETROAMAZONAS EP BL.15 Y UNIFICADOS 2.549.564 471.669 245.505 1.832.389 2.304.059 2.1.2 PETROAMAZONAS (Pañacocha) 416.904 77.127 339.777 416.904 2.1.3 PETROAMAZONAS EP (Bloques 7 y 21) 1.223.070 226.268 288.651 708.151 934.418 2.1.3.1 PETROAMAZONAS EP (Bloque 7) 985.333 182.287 232.544 570.502 752.789 2.1.3.2 PETROAMAZONAS EP (Bloque 21) 237.737 43.981 56.107 137.648 181.629

2.1.4 PETROAMAZONAS EP (Bloque 18) 583.313 107.913 137.665 337.735 445.648 2.1.4 PETROAMAZONAS EP (Bloque 31) 0 0 0 0B. SECRETARIA DE HIDROCARBUROS 3.880.143 970.036 0 1.802.060 1.108.048 2.078.084 1. CONTRATOS PRESTACION SERVICIOS RENEGOCIADOS 3.880.143 970.036 0 1.802.060 1.108.048 2.078.084 1.1 AGIP OIL (Bloque 10) 462.269 115.567 227.490 119.212 234.779 1.2 ANDES PETROLEUM ECUADOR 941.415 235.354 463.285 242.776 478.130 1.3 REPSOL-YPF 1.143.532 285.883 565.548 292.101 577.984REPSOL YPF - Bloque 16(Amo,Dabo,Ginta,Iro,Daimi,Wati) y Bogi Capiron 1.041.539 260.385 526.470 254.684 515.069

REPSOL YPF - Tivacuno 101.993 25.498 39.078 37.416 62.915


TOTAL 14.939.667 2.711.246 4.730.005 1.802.060 5.696.357 8.407.603NOTAS: POR CADUCIDAD DE PERENCO DETERMINADA EL 20 JULIO 2010, LOS CAMPOS PASAN A OPERACIÓN DRECTA DE PETROAMAZONAS CON RESOLUCION DE SECRETARIA DE HIDROCARBUROS


ANEXO 1. PROGRAMA DE LA DISTRIBUCION DE LA PRODUCCI ON DE CRUDOPRIMER TRIMESTRE - 2012

BARRILES / TRIMESTRE

C O M P A Ñ I A PRODUCCION TOTALREGALIAS Y MARGEN

SOBERANIACARGAS A REFINERIAS PAGO TARIFA EMPRESA



M.SOBERANIA



M A R Z OA. EMPRESAS PUBLICAS 11.888.927 1.868.381 5.056.212 0 4.964.334 6.832.715 1. EP PETROECUADOR 6.770.360 921.446 4.348.092 0 1.500.822 2.422.268 1.1 MATRIZ (AMAZONICA, ALIANZAS Y PENINSULA) 4.980.792 921.446 3.841.236 0 218.109 1.139.555 1.1.1 EP PETROECUADOR REGION AMAZONICA 4.712.699 871.849 3.840.850 0 871.849 1.1.2 EP PETROECUADOR ALIANZAS OPERATIVAS 266.418 49.287 217.131 266.418 1.1.2.1 Culebra-Yulebra-Anaconda 266.418 49.287 217.131 266.418

1.1.3 EP PETROECUADOR PENINSULA BLOQUE 1 "Pacoa" 1.674 310 386 978 1.288EP PETROECUADOR BLOQUE 11"Cristal,Rubi" 0 0 0 0 0EP PETROECUADOR "Charapa" 0 0 0 0 0 1.2 SUBSIDIARIAS 1.789.568 0 506.855 1.282.713 1.282.713 1.2.1 RIO NAPO (SACHA) 1.789.568 506.855 1.282.713 1.282.7132. PETROAMAZONAS EP BL.15, PAÑACOCHA, 7, 21, 18 5.118.567 946.935 708.120 0 3.463.512 4.410.447 2.1 MATRIZ Y FILIALES 5.118.567 946.935 708.120 0 3.463.512 4.410.447 2.1.1 PETROAMAZONAS EP BL.15 Y UNIFICADOS 2.706.672 500.734 253.314 1.952.623 2.453.358 2.1.2 PETROAMAZONAS (Pañacocha) 441.595 81.695 359.900 441.595 2.1.3 PETROAMAZONAS EP (Bloques 7 y 21) 1.338.791 247.676 309.034 782.081 1.029.757 2.1.3.1 PETROAMAZONAS EP (Bloque 7) 1.087.883 201.258 251.117 635.508 836.766


2.1.4 PETROAMAZONAS EP (Bloque 18) 631.509 116.829 145.772 368.908 485.737 2.1.4 PETROAMAZONAS EP (Bloque 31) 0 0 0 0B. SECRETARIA DE HIDROCARBUROS 4.097.917 1.024.479 0 1.901.990 1.171.448 2.195.927 1. CONTRATOS PRESTACION SERVICIOS RENEGOCIADOS 4.097.917 1.024.479 0 1.901.990 1.171.448 2.195.927 1.1 AGIP OIL (Bloque 10) 487.702 121.925 240.006 125.771 247.696 1.2 ANDES PETROLEUM ECUADOR 985.602 246.400 485.030 254.171 500.572 1.3 REPSOL-YPF 1.197.379 299.345 592.153 305.882 605.227REPSOL YPF - Bloque 16(Amo,Dabo,Ginta,Iro,Daimi,Wati) y Bogi Capiron 1.090.367 272.592 551.151 266.624 539.216



TOTAL 15.986.844 2.892.861 5.056.212 1.901.990 6.135.782 9.028.642P R I M E R T R I M E S T R E

A. EMPRESAS PUBLICAS 34.659.832 5.452.892 14.842.428 0 14.364.512 19.817.405 1. EP PETROECUADOR 19.705.678 2.686.374 12.726.302 0 4.293.003 6.979.376 1.1 MATRIZ (AMAZONICA, ALIANZAS Y PENINSULA) 14.520.939 2.686.374 11.214.006 0 620.559 3.306.933 1.1.1 EP PETROECUADOR REGION AMAZONICA 13.758.047 2.545.239 11.212.808 0 2.545.239 1.1.2 EP PETROECUADOR ALIANZAS OPERATIVAS 757.857 140.203 0 617.653 757.857 1.1.2.1 Culebra-Yulebra-Anaconda 757.857 140.203 0 617.653 757.857

1.1.3 EP PETROECUADOR PENINSULA BLOQUE 1 "Pacoa" 5.036 932 1.198 2.906 3.838EP PETROECUADOR BLOQUE 11"Cristal,Rubi" 0 0 0 0 0EP PETROECUADOR "Charapa" 0 0 0 0 0 1.2 SUBSIDIARIAS 5.184.739 0 1.512.296 3.672.443 3.672.443 1.2.1 RIO NAPO (SACHA) 5.184.739 1.512.296 3.672.443 3.672.4432. PETROAMAZONAS EP BL.15, PAÑACOCHA, 7, 21, 18 14.954.154 2.766.519 2.116.126 0 10.071.510 12.838.028 2.1 MATRIZ Y FILIALES 14.954.154 2.766.519 2.116.126 0 10.071.510 12.838.028 2.1.1 PETROAMAZONAS EP BL.15 Y UNIFICADOS 7.927.847 1.466.652 758.516 5.702.679 7.169.331 2.1.2 PETROAMAZONAS (Pañacocha) 1.315.780 243.419 0 1.072.361 1.315.780 2.1.3 PETROAMAZONAS EP (Bloques 7 y 21) 3.873.124 716.528 920.773 2.235.823 2.952.351 2.1.3.1 PETROAMAZONAS EP (Bloque 7) 3.132.021 579.424 744.544 1.808.053 2.387.477


2.1.4 PETROAMAZONAS EP (Bloque 18) 1.837.403 339.920 436.837 1.060.647 1.400.566 2.1.4 PETROAMAZONAS EP (Bloque 31) 0 0 0 0 0B. SECRETARIA DE HIDROCARBUROS 12.187.349 3.046.837 0 5.656.482 3.484.030 6.530.868 1. CONTRATOS PRESTACION SERVICIOS RENEGOCIADOS 12.187.349 3.046.837 0 5.656.482 3.484.030 6.530.868 1.1 AGIP OIL (Bloque 10) 1.450.723 362.681 713.924 374.119 736.800 1.2 ANDES PETROLEUM ECUADOR 2.954.531 738.633 1.453.971 761.927 1.500.560 1.3 REPSOL-YPF 3.581.070 895.268 1.770.977 914.826 1.810.093REPSOL YPF - Bloque 16(Amo,Dabo,Ginta,Iro,Daimi,Wati) y Bogi Capiron 3.260.961 815.240 1.648.328 797.393 1.612.633


1.4 PETROORIENTAL S.A. (Bl.14"Sunka,Wanke,Nantu,Kupi") 474.175 118.544 273.352 82.280 200.823 1.5 PETROORIENTAL S.A.(Bloque 17) 760.608 190.152 438.474 131.982 322.134 1.6 SIPEC-ENAP(MDC) 1.085.235 271.309 255.129 558.798 830.106 1.7 SIPEC-ENAP(Paraiso,Biguno,Huachito) 205.763 51.441 60.090 94.232 145.673 1,8 PETRO.SUDAMERICANOS (Palanda-Yuca Sur) 211.144 52.786 94.704 63.654 116.440 1.9 PETRO.SUDAMERICANOS (Pindo) 552.116 138.029 221.245 192.842 330.871 1.10 TECPECUADOR (Bermejo-Rayo) 296.497 74.124 100.053 122.320 196.444 1,11 PETROBELL (Tiguino) 370.372 92.593 154.145 123.634 216.227 1.12 PACIFPETROL (Gustavo Galindo) 113.481 28.370 81.366 3.745 32.115 1.13 PEGASO (Puma) 131.634 32.909 39.053 59.673 92.581

TOTAL 46.847.182 8.499.730 14.842.428 5.656.482 17.848.543 26.348.272C:\PLAN2012 PS 3 REPROGRAMADA OCT 2011.XLSX

NOTAS: POR CADUCIDAD DE PERENCO DETERMINADA EL 20 JULIO 2010, LOS CAMPOS PASAN A OPERACIÓN DRECTA DE PETROAMAZONAS CON RESOLUCION DE SECRETARIA DE HIDROCARBUROS


ANEXO 1. PROGRAMA DE LA DISTRIBUCION DE LA PRODUCCI ON DE CRUDOPRIMER TRIMESTRE - 2012



SOBERANIA CARGAS A REFINERIAS PAGO TARIFA EMPRESASALDO A EXPORTAR

ESTADO


M.SOBERANIA



A B R I LA. EMPRESAS PUBLICAS 11.565.860 1.816.102 4.893.108 0 4.856.649 6.672.752 1. EP PETROECUADOR 6.619.998 901.118 4.232.570 0 1.486.310 2.387.428 1.1 MATRIZ (AMAZONICA, ALIANZAS Y PENINSULA) 4.870.908 901.118 3.754.400 0 215.390 1.116.508 1.1.1 EP PETROECUADOR REGION AMAZONICA 4.606.200 852.147 3.754.053 0 852.147 1.1.2 EP PETROECUADOR ALIANZAS OPERATIVAS 263.148 48.682 214.466 263.148 1.1.2.1 Culebra-Yulebra-Anaconda 263.148 48.682 214.466 263.148

1.1.3 EP PETROECUADOR PENINSULA BLOQUE 1 "Pacoa" 1.560 289 348 924 1.212EP PETROECUADOR BLOQUE 11"Cristal,Rubi" 0 0 0 0 0EP PETROECUADOR "Charapa" 0 0 0 0 0 1.2 SUBSIDIARIAS 1.749.090 478.170 1.270.920 1.270.920 1.2.1 RIO NAPO (SACHA) 1.749.090 478.170 1.270.920 1.270.9202. PETROAMAZONAS EP BL.15, PAÑACOCHA, 7, 21, 18 4.945.862 914.984 660.538 0 3.370.340 4.285.324 2.1 MATRIZ Y FILIALES 4.945.862 914.984 660.538 0 3.370.340 4.285.324 2.1.1 PETROAMAZONAS EP BL.15 Y UNIFICADOS 2.592.900 479.687 231.599 1.881.614 2.361.301 2.1.2 PETROAMAZONAS (Pañacocha) 427.800 79.143 348.657 427.800 2.1.3 PETROAMAZONAS EP (Bloques 7 y 21) 1.321.224 244.427 294.377 782.421 1.026.847 2.1.3.1 PETROAMAZONAS EP (Bloque 7) 1.083.450 200.438 241.400 641.612 842.050


2.1.4 PETROAMAZONAS EP (Bloque 18) 603.938 111.728 134.561 357.648 469.376 2.1.4 PETROAMAZONAS EP (Bloque 31) 0 0 0 0B. SECRETARIA DE HIDROCARBUROS 3.896.009 974.002 0 1.810.861 1.111.146 2.085.148 1. CONTRATOS PRESTACION SERVICIOS RENEGOCIADOS 3.896.009 974.002 0 1.810.861 1.111.146 2.085.148 1.1 AGIP OIL (Bloque 10) 465.849 116.462 229.252 120.135 236.598 1.2 ANDES PETROLEUM ECUADOR 939.048 234.762 462.120 242.166 476.928 1.3 REPSOL-YPF 1.146.844 286.711 567.611 292.523 579.234REPSOL YPF - Bloque 16(Amo,Dabo,Ginta,Iro,Daimi,Wati) y Bogi Capiron 1.048.024 262.006 529.748 256.270 518.276REPSOL YPF - Tivacuno 98.820 24.705 37.863 36.252 60.957


TOTAL 15.461.869 2.790.105 4.893.108 1.810.861 5.967.795 8.757.900M A Y O


1.1.3 EP PETROECUADOR PENINSULA BLOQUE 1 "Pacoa" 1.581 292 326 963 1.255EP PETROECUADOR BLOQUE 11"Cristal,Rubi" 0 0 0 0 0EP PETROECUADOR "Charapa" 0 0 0 0 0 1.2 SUBSIDIARIAS 1.836.843 0 464.689 1.372.154 1.372.154 1.2.1 RIO NAPO (SACHA) 1.836.843 464.689 1.372.154 1.372.1542. PETROAMAZONAS EP BL.15, PAÑACOCHA, 7, 21, 18 5.122.070 947.583 635.132 0 3.539.355 4.486.938 2.1 MATRIZ Y FILIALES 5.122.070 947.583 635.132 0 3.539.355 4.486.938 2.1.1 PETROAMAZONAS EP BL.15 Y UNIFICADOS 2.631.001 486.735 212.315 1.931.951 2.418.686 2.1.2 PETROAMAZONAS (Pañacocha) 440.355 81.466 358.889 440.355 2.1.3 PETROAMAZONAS EP (Bloques 7 y 21) 1.436.100 265.679 296.096 874.326 1.140.004 2.1.3.1 PETROAMAZONAS EP (Bloque 7) 1.195.267 221.124 246.441 727.702 948.826 2.1.3.2 PETROAMAZONAS EP (Bloque 21) 240.833 44.554 49.655 146.624 191.178




TOTAL 16.079.365 2.894.048 5.056.212 1.853.726 6.275.379 9.169.427NOTAS: POR CADUCIDAD DE PERENCO DETERMINADA EL 20 JULIO 2010, LOS CAMPOS PASAN A OPERACIÓN DRECTA DE PETROAMAZONAS CON RESOLUCION DE SECRETARIA DE HIDROCARBUROS 18.550.552


ANEXO 2. PROGRAMA DE LA DISTRIBUCION DE LA PRODUCCI ON DE CRUDOSEGUNDO TRIMESTRE 2012



SOBERANIACARGAS A REFINERIAS

PAGO TARIFA EMPRESA



M.SOBERANIA


C O M P A Ñ I A


J U N I OA. EMPRESAS PUBLICAS 11.725.092 1.838.007 4.674.608 0 5.212.477 7.050.484 1. EP PETROECUADOR 6.793.210 925.609 4.202.699 0 1.664.902 2.590.511 1.1 MATRIZ (AMAZONICA, ALIANZAS Y PENINSULA) 5.003.290 925.609 3.853.455 0 224.227 1.149.836 1.1.1 EP PETROECUADOR REGION AMAZONICA 4.727.814 874.646 3.853.168 0 874.646 1.1.2 EP PETROECUADOR ALIANZAS OPERATIVAS 273.677 50.630 223.046 273.677 1.1.2.1 Culebra-Yulebra-Anaconda 273.677 50.630 223.046 273.677

1.1.3 EP PETROECUADOR PENINSULA BLOQUE 1 "Pacoa" 1.800 333 286 1.181 1.514EP PETROECUADOR BLOQUE 11"Cristal,Rubi" 0 0 0 0 0EP PETROECUADOR "Charapa" 0 0 0 0 0 1.2 SUBSIDIARIAS 1.789.920 0 349.245 1.440.675 1.440.675 1.2.1 RIO NAPO (SACHA) 1.789.920 349.245 1.440.675 1.440.6752. PETROAMAZONAS EP BL.15, PAÑACOCHA, 7, 21, 18 4.931.882 912.398 471.909 0 3.547.575 4.459.973 2.1 MATRIZ Y FILIALES 4.931.882 912.398 471.909 0 3.547.575 4.459.973 2.1.1 PETROAMAZONAS EP BL.15 Y UNIFICADOS 2.510.130 464.374 154.514 1.891.242 2.355.616 2.1.2 PETROAMAZONAS (Pañacocha) 425.820 78.777 347.043 425.820 2.1.3 PETROAMAZONAS EP (Bloques 7 y 21) 1.402.974 259.550 223.102 920.322 1.179.872 2.1.3.1 PETROAMAZONAS EP (Bloque 7) 1.174.320 217.249 186.741 770.329 987.579





TOTAL 15.567.115 2.798.512 4.674.608 1.786.616 6.307.378 9.105.891S E G U N D O T R I M E S T R E


1.1.3 EP PETROECUADOR PENINSULA BLOQUE 1 "Pacoa" 4.941 914 960 3.067 3.981EP PETROECUADOR BLOQUE 11"Cristal,Rubi" 0 0 0 0 0EP PETROECUADOR "Charapa" 0 0 0 0 0 1.2 SUBSIDIARIAS 5.375.853 0 1.292.103 4.083.750 4.083.750 1.2.1 RIO NAPO (SACHA) 5.375.853 1.292.103 4.083.750 4.083.7502. PETROAMAZONAS EP BL.15, PAÑACOCHA, 7, 21, 18 14.999.814 2.774.966 1.767.578 0 10.457.270 13.232.236 2.1 MATRIZ Y FILIALES 14.999.814 2.774.966 1.767.578 0 10.457.270 13.232.236 2.1.1 PETROAMAZONAS EP BL.15 Y UNIFICADOS 7.734.031 1.430.796 598.428 5.704.808 7.135.603 2.1.2 PETROAMAZONAS (Pañacocha) 1.293.975 239.385 0 1.054.590 1.293.975 2.1.3 PETROAMAZONAS EP (Bloques 7 y 21) 4.160.299 769.655 813.575 2.577.068 3.346.724 2.1.3.1 PETROAMAZONAS EP (Bloque 7) 3.453.037 638.812 674.582 2.139.643 2.778.455





TOTAL 47.108.348 8.482.665 14.623.928 5.451.203 18.550.552 27.033.218

NOTAS: POR CADUCIDAD DE PERENCO DETERMINADA EL 20 JULIO 2010, LOS CAMPOS PASAN A OPERACIÓN DRECTA DE PETROAMAZONAS CON RESOLUCION DE SECRETARIA DE HIDROCARBUROS 18.550.552


ANEXO 2. PROGRAMA DE LA DISTRIBUCION DE LA PRODUCCI ON DE CRUDOSEGUNDO TRIMESTRE 2012




PAGO TARIFA EMPRESA



M.SOBERANIA


C O M P A Ñ I A


J U L I OA. EMPRESAS PUBLICAS 12.131.086 1.893.842 5.056.212 0 5.181.032 7.074.874 1. EP PETROECUADOR 7.065.033 956.623 4.444.734 0 1.663.677 2.620.299 1.1 MATRIZ (AMAZONICA, ALIANZAS Y PENINSULA) 5.170.933 956.623 3.978.151 0 236.159 1.192.782 1.1.1 EP PETROECUADOR REGION AMAZONICA 4.880.648 902.920 3.977.728 0 902.920 1.1.2 EP PETROECUADOR ALIANZAS OPERATIVAS 288.177 53.313 234.864 288.177 1.1.2.1 Culebra-Yulebra-Anaconda 288.177 53.313 234.864 288.177

1.1.3 EP PETROECUADOR PENINSULA BLOQUE 1 "Pacoa" 2.108 390 423 1.295 1.685EP PETROECUADOR BLOQUE 11"Cristal,Rubi" 0 0 0 0 0EP PETROECUADOR "Charapa" 0 0 0 0 0 1.2 SUBSIDIARIAS 1.894.100 466.582 1.427.518 1.427.518 1.2.1 RIO NAPO (SACHA) 1.894.100 466.582 1.427.518 1.427.5182. PETROAMAZONAS EP BL.15, PAÑACOCHA, 7, 21, 18 5.066.053 937.220 611.478 0 3.517.355 4.454.575 2.1 MATRIZ Y FILIALES 5.066.053 937.220 611.478 0 3.517.355 4.454.575 2.1.1 PETROAMAZONAS EP BL.15 Y UNIFICADOS 2.548.820 471.532 193.691 1.883.597 2.355.129 2.1.2 PETROAMAZONAS (Pañacocha) 436.232 80.703 355.529 436.232 2.1.3 PETROAMAZONAS EP (Bloques 7 y 21) 1.462.698 270.599 293.655 898.444 1.169.043 2.1.3.1 PETROAMAZONAS EP (Bloque 7) 1.230.731 227.685 247.085 755.961 983.646


2.1.4 PETROAMAZONAS EP (Bloque 18) 618.303 114.386 124.132 379.785 494.171 2.1.4 PETROAMAZONAS EP (Bloque 31) 0 0 0 0B. SECRETARIA DE HIDROCARBUROS 3.920.079 980.020 0 1.824.031 1.116.028 2.096.048 1. CONTRATOS PRESTACION SERVICIOS RENEGOCIADOS 3.920.079 980.020 0 1.824.031 1.116.028 2.096.048 1.1 AGIP OIL (Bloque 10) 463.429 115.857 228.060 119.511 235.368 1.2 ANDES PETROLEUM ECUADOR 925.958 231.489 455.678 238.790 470.279 1.3 REPSOL-YPF 1.185.692 296.423 587.773 301.496 597.919REPSOL YPF - Bloque 16(Amo,Dabo,Ginta,Iro,Daimi,Wati) y Bogi Capiron 1.091.173 272.793 551.559 266.821 539.615REPSOL YPF - Tivacuno 94.519 23.630 36.215 34.675 58.304


TOTAL 16.051.165 2.873.862 5.056.212 1.824.031 6.297.060 9.170.922A G O S T O 6.297.060


1.1.3 EP PETROECUADOR PENINSULA BLOQUE 1 "Pacoa" 2.077 384 411 1.282 1.666EP PETROECUADOR BLOQUE 11"Cristal,Rubi" 0 0 0 0 0EP PETROECUADOR "Charapa" 0 0 0 0 0 1.2 SUBSIDIARIAS 1.906.252 0 462.285 1.443.967 1.443.967 1.2.1 RIO NAPO (SACHA) 1.906.252 462.285 1.443.967 1.443.9672. PETROAMAZONAS EP BL.15, PAÑACOCHA, 7, 21, 18 4.987.716 922.727 588.710 0 3.476.279 4.399.007 2.1 MATRIZ Y FILIALES 4.987.716 922.727 588.710 0 3.476.279 4.399.007 2.1.1 PETROAMAZONAS EP BL.15 Y UNIFICADOS 2.495.965 461.754 180.975 1.853.237 2.314.990 2.1.2 PETROAMAZONAS (Pañacocha) 428.792 79.327 349.465 428.792 2.1.3 PETROAMAZONAS EP (Bloques 7 y 21) 1.441.897 266.751 284.985 890.161 1.156.912 2.1.3.1 PETROAMAZONAS EP (Bloque 7) 1.214.053 224.600 239.952 749.501 974.101 2.1.3.2 PETROAMAZONAS EP (Bloque 21) 227.844 42.151 45.032 140.661 182.812




TOTAL 15.977.060 2.854.887 5.056.212 1.803.523 6.262.438 9.117.325NOTAS: POR CADUCIDAD DE PERENCO DETERMINADA EL 20 JULIO 2010, LOS CAMPOS PASAN A OPERACIÓN DRECTA DE PETROAMAZONAS CON RESOLUCION DE SECRETARIA DE HIDROCARBUROS PARA EL CALCULO DE LAS ENTREGAS A REFINERIAS DE PETROAMAZONAS EN EL BL.15 Y PAÑACOCHA NO SE HA CONSIDERADO EL CRUDO QUE SE TRANSPORTARA POR EL OCP, TODA VEZ QUE ESTA DESTINADO A LA EXPORTACION.FUENTE: ARCH, COORD.EXPLORACION Y EXPLOTACION, REFINACION, TRANSPORTE Y ALMACENAMIENTO Y SH LIQUIDACIONES.

ANEXO 3. PROGRAMA DE LA DISTRIBUCION DE LA PRODUCCI ON DE CRUDOTERCER TRIMESTRE 2012



SOBERANIAPAGO TARIFA

EMPRESASALDO A EXPORTAR

ESTADO


M.SOBERANIACARGAS A REFINERIAS


S E P T I E M B R EA. EMPRESAS PUBLICAS 11.659.771 1.812.070 4.678.978 0 5.168.723 6.980.792 1. EP PETROECUADOR 6.892.109 930.052 4.225.523 0 1.736.533 2.666.585 1.1 MATRIZ (AMAZONICA, ALIANZAS Y PENINSULA) 5.027.309 930.052 3.860.329 0 236.927 1.166.979 1.1.1 EP PETROECUADOR REGION AMAZONICA 4.736.219 876.200 3.860.018 0 876.200 1.1.2 EP PETROECUADOR ALIANZAS OPERATIVAS 289.140 53.491 235.649 289.140 1.1.2.1 Culebra-Yulebra-Anaconda 289.140 53.491 235.649 289.140

1.1.3 EP PETROECUADOR PENINSULA BLOQUE 1 "Pacoa" 1.950 361 311 1.278 1.639EP PETROECUADOR BLOQUE 11"Cristal,Rubi" 0 0 0 0 0EP PETROECUADOR "Charapa" 0 0 0 0 0 1.2 SUBSIDIARIAS 1.864.800 0 365.194 1.499.606 1.499.606 1.2.1 RIO NAPO (SACHA) 1.864.800 365.194 1.499.606 1.499.6062. PETROAMAZONAS EP BL.15, PAÑACOCHA, 7, 21, 18 4.767.662 882.017 453.455 0 3.432.190 4.314.207 2.1 MATRIZ Y FILIALES 4.767.662 882.017 453.455 0 3.432.190 4.314.207 2.1.1 PETROAMAZONAS EP BL.15 Y UNIFICADOS 2.362.890 437.135 133.605 1.792.151 2.229.285 2.1.2 PETROAMAZONAS (Pañacocha) 400.770 74.142 326.628 400.770 2.1.3 PETROAMAZONAS EP (Bloques 7 y 21) 1.404.744 259.878 224.205 920.661 1.180.539 2.1.3.1 PETROAMAZONAS EP (Bloque 7) 1.188.000 219.780 189.612 778.608 998.388





TOTAL 15.341.669 2.732.544 4.678.978 1.714.812 6.215.335 8.947.879T E R C E R T R I M E S T R E


1.1.3 EP PETROECUADOR PENINSULA BLOQUE 1 "Pacoa" 6.135 1.135 1.145 3.855 4.990EP PETROECUADOR BLOQUE 11"Cristal,Rubi" 0 0 0 0 0EP PETROECUADOR "Charapa" 0 0 0 0 0 1.2 SUBSIDIARIAS 5.665.152 0 1.294.061 4.371.091 4.371.091 1.2.1 RIO NAPO (SACHA) 5.665.152 1.294.061 4.371.091 4.371.0912. PETROAMAZONAS EP BL.15, PAÑACOCHA, 7, 21, 18 14.821.431 2.741.965 1.653.643 0 10.425.824 13.167.789 2.1 MATRIZ Y FILIALES 14.821.431 2.741.965 1.653.643 0 10.425.824 13.167.789 2.1.1 PETROAMAZONAS EP BL.15 Y UNIFICADOS 7.407.675 1.370.420 508.270 5.528.985 6.899.405 2.1.2 PETROAMAZONAS (Pañacocha) 1.265.794 234.172 0 1.031.622 1.265.794 2.1.3 PETROAMAZONAS EP (Bloques 7 y 21) 4.309.340 797.228 802.845 2.709.267 3.506.495 2.1.3.1 PETROAMAZONAS EP (Bloque 7) 3.632.784 672.065 676.649 2.284.070 2.956.135





TOTAL 47.369.894 8.461.293 14.791.402 5.342.366 18.774.833 27.236.126

NOTAS: POR CADUCIDAD DE PERENCO DETERMINADA EL 20 JULIO 2010, LOS CAMPOS PASAN A OPERACIÓN DRECTA DE PETROAMAZONAS CON RESOLUCION DE SECRETARIA DE HIDROCARBUROS PARA EL CALCULO DE LAS ENTREGAS A REFINERIAS DE PETROAMAZONAS EN EL BL.15 Y PAÑACOCHA NO SE HA CONSIDERADO EL CRUDO QUE SE TRANSPORTARA POR EL OCP, TODA VEZ QUE ESTA DESTINADO A LA EXPORTACION.FUENTE: ARCH, COORD.EXPLORACION Y EXPLOTACION, REFINACION, TRANSPORTE Y ALMACENAMIENTO Y SH LIQUIDACIONES.

TERCER TRIMESTRE 2012BARRILES / TRIMESTRE


SOBERANIAPAGO TARIFA

EMPRESASALDO A EXPORTAR

ESTADO


M.SOBERANIACARGAS A REFINERIAS


PAGO TARIFA EMPRESA


EMPRESA ESTADO

O C T U B R EA. EMPRESAS PUBLICAS 12.010.310 1.864.663 3.521.712 0 6.623.935 8.488.598 1. EP PETROECUADOR 7.174.090 969.962 3.521.712 0 2.682.417 3.652.379 1.1 MATRIZ (AMAZONICA, ALIANZAS Y PENINSULA) 5.243.038 969.962 3.521.712 0 751.365 1.721.327 1.1.1 EP PETROECUADOR REGION AMAZONICA 4.937.084 913.361 3.521.712 502.012 1.415.372 1.1.2 EP PETROECUADOR ALIANZAS OPERATIVAS 304.001 56.240 247.761 304.001 1.1.2.1 Culebra-Yulebra-Anaconda 304.001 56.240 247.761 304.001

1.1.3 EP PETROECUADOR PENINSULA BLOQUE 1 "Pacoa" 1.953 361 0 1.592 1.953EP PETROECUADOR BLOQUE 11"Cristal,Rubi" 0 0 0 0 0EP PETROECUADOR "Charapa" 0 0 0 0 0 1.2 SUBSIDIARIAS 1.931.052 0 1.931.052 1.931.052 1.2.1 RIO NAPO (SACHA) 1.931.052 0 1.931.052 1.931.0522. PETROAMAZONAS EP BL.15, PAÑACOCHA, 7, 21, 18 4.836.219 894.701 0 0 3.941.519 4.836.219 2.1 MATRIZ Y FILIALES 4.836.219 894.701 0 0 3.941.519 4.836.219 2.1.1 PETROAMAZONAS EP BL.15 Y UNIFICADOS 2.416.202 446.997 0 1.969.205 2.416.202 2.1.2 PETROAMAZONAS (Pañacocha) 387.469 71.682 315.787 387.469 2.1.3 PETROAMAZONAS EP (Bloques 7 y 21) 1.429.466 264.451 0 1.165.015 1.429.466 2.1.3.1 PETROAMAZONAS EP (Bloque 7) 1.209.186 223.699 0 985.487 1.209.186

2.1.3.2 PETROAMAZONAS EP (Bloque 21) 220.280 40.752 0 179.528 220.280

2.1.4 PETROAMAZONAS EP (Bloque 18) 603.082 111.570 0 491.512 603.082 2.1.4 PETROAMAZONAS EP (Bloque 31) 0 0 0 0B. SECRETARIA DE HIDROCARBUROS 3.746.980 936.745 0 1.745.876 1.064.360 2.001.105 1. CONTRATOS PRESTACION SERVICIOS RENEGOCIADOS 3.746.980 936.745 0 1.745.876 1.064.360 2.001.105 1.1 AGIP OIL (Bloque 10) 446.813 111.703 219.883 115.226 226.929 1.2 ANDES PETROLEUM ECUADOR 886.991 221.748 436.502 228.741 450.489 1.3 REPSOL-YPF 1.138.355 284.589 564.669 289.098 573.687REPSOL YPF - Bloque 16(Amo,Dabo,Ginta,Iro,Daimi,Wati) y Bogi Capiron 1.050.563 262.641 531.031 256.891 519.532REPSOL YPF - Tivacuno 87.792 21.948 33.637 32.207 54.155


TOTAL 15.757.290 2.801.408 3.521.712 1.745.876 7.688.295 10.489.702N O V I E M B R E

A. EMPRESAS PUBLICAS 11.642.672 1.804.955 3.408.108 0 6.429.609 8.234.564 1. EP PETROECUADOR 6.982.830 942.884 3.408.108 0 2.631.838 3.574.721 1.1 MATRIZ (AMAZONICA, ALIANZAS Y PENINSULA) 5.096.670 942.884 3.408.108 0 745.678 1.688.561 1.1.1 EP PETROECUADOR REGION AMAZONICA 4.795.470 887.162 3.408.108 500.200 1.387.362 1.1.2 EP PETROECUADOR ALIANZAS OPERATIVAS 299.339 55.378 243.962 299.339 1.1.2.1 Culebra-Yulebra-Anaconda 299.339 55.378 243.962 299.339

1.1.3 EP PETROECUADOR PENINSULA BLOQUE 1 "Pacoa" 1.860 344 0 1.516 1.860EP PETROECUADOR BLOQUE 11"Cristal,Rubi" 0 0 0 0 0EP PETROECUADOR "Charapa" 0 0 0 0 0 1.2 SUBSIDIARIAS 1.886.160 0 0 1.886.160 1.886.160 1.2.1 RIO NAPO (SACHA) 1.886.160 0 1.886.160 1.886.1602. PETROAMAZONAS EP BL.15, PAÑACOCHA, 7, 21, 18 4.659.842 862.071 0 0 3.797.771 4.659.842 2.1 MATRIZ Y FILIALES 4.659.842 862.071 0 0 3.797.771 4.659.842 2.1.1 PETROAMAZONAS EP BL.15 Y UNIFICADOS 2.338.980 432.711 0 1.906.269 2.338.980 2.1.2 PETROAMAZONAS (Pañacocha) 379.860 70.274 309.586 379.860 2.1.3 PETROAMAZONAS EP (Bloques 7 y 21) 1.372.584 253.928 0 1.118.656 1.372.584 2.1.3.1 PETROAMAZONAS EP (Bloque 7) 1.162.830 215.124 0 947.706 1.162.830 2.1.3.2 PETROAMAZONAS EP (Bloque 21) 209.754 38.805 0 170.950 209.754

2.1.4 PETROAMAZONAS EP (Bloque 18) 568.418 105.157 0 463.260 568.418 2.1.4 PETROAMAZONAS EP (Bloque 31) 0 0 0 0B. SECRETARIA DE HIDROCARBUROS 3.586.150 896.537 0 1.672.339 1.017.273 1.913.811 1. CONTRATOS PRESTACION SERVICIOS RENEGOCIADOS 3.586.150 896.537 0 1.672.339 1.017.273 1.913.811 1.1 AGIP OIL (Bloque 10) 427.329 106.832 210.295 110.202 217.034 1.2 ANDES PETROLEUM ECUADOR 843.258 210.814 414.980 217.463 428.278 1.3 REPSOL-YPF 1.104.634 276.159 548.164 280.311 556.470REPSOL YPF - Bloque 16(Amo,Dabo,Ginta,Iro,Daimi,Wati) y Bogi Capiron 1.021.264 255.316 516.221 249.727 505.043



TOTAL 15.228.821 2.701.492 3.408.108 1.672.339 7.446.882 10.148.374NOTAS: POR CADUCIDAD DE PERENCO DETERMINADA EL 20 JULIO 2010, LOS CAMPOS PASAN A OPERACIÓN DRECTA DE PETROAMAZONAS CON RESOLUCION DE SECRETARIA DE HIDROCARBUROS PARA EL CALCULO DE LAS ENTREGAS A REFINERIAS DE FUENTE: ARCH, COORD.EXPLORACION Y EXPLOTACION, REFINACION, TRANSPORTE Y ALMACENAMIENTO Y SH LIQUIDACIONES.


M.SOBERANIA

ANEXO 4. PROGRAMA DE LA DISTRIBUCION DE LA PRODUCCI ON DE CRUDOCUARTO TRIMESTRE 2012





PAGO TARIFA EMPRESA


EMPRESA ESTADO

D I C I E M B R EA. EMPRESAS PUBLICAS 12.041.935 1.862.748 3.521.712 0 6.657.475 8.520.224 1. EP PETROECUADOR 7.286.161 982.930 3.521.712 0 2.781.519 3.764.450 1.1 MATRIZ (AMAZONICA, ALIANZAS Y PENINSULA) 5.313.135 982.930 3.521.712 0 808.493 1.791.424 1.1.1 EP PETROECUADOR REGION AMAZONICA 4.992.191 923.555 3.521.712 546.924 1.470.480 1.1.2 EP PETROECUADOR ALIANZAS OPERATIVAS 319.084 59.031 260.053 319.084 1.1.2.1 Culebra-Yulebra-Anaconda 319.084 59.031 260.053 319.084

1.1.3 EP PETROECUADOR PENINSULA BLOQUE 1 "Pacoa" 1.860 344 0 1.516 1.860EP PETROECUADOR BLOQUE 11"Cristal,Rubi" 0 0 0 0 0EP PETROECUADOR "Charapa" 0 0 0 0 0 1.2 SUBSIDIARIAS 1.973.026 0 0 1.973.026 1.973.026 1.2.1 RIO NAPO (SACHA) 1.973.026 0 1.973.026 1.973.0262. PETROAMAZONAS EP BL.15, PAÑACOCHA, 7, 21, 18 4.755.774 879.818 0 0 3.875.956 4.755.774 2.1 MATRIZ Y FILIALES 4.755.774 879.818 0 0 3.875.956 4.755.774 2.1.1 PETROAMAZONAS EP BL.15 Y UNIFICADOS 2.393.076 442.719 0 1.950.357 2.393.076 2.1.2 PETROAMAZONAS (Pañacocha) 387.376 71.665 315.711 387.376 2.1.3 PETROAMAZONAS EP (Bloques 7 y 21) 1.403.271 259.605 0 1.143.666 1.403.271 2.1.3.1 PETROAMAZONAS EP (Bloque 7) 1.189.904 220.132 0 969.772 1.189.904

2.1.3.2 PETROAMAZONAS EP (Bloque 21) 213.367 39.473 0 173.894 213.367

2.1.4 PETROAMAZONAS EP (Bloque 18) 572.051 105.829 0 466.222 572.051 2.1.4 PETROAMAZONAS EP (Bloque 31) 0 0 0 0B. SECRETARIA DE HIDROCARBUROS 3.654.047 913.512 0 1.704.025 1.036.511 1.950.023 1. CONTRATOS PRESTACION SERVICIOS RENEGOCIADOS 3.654.047 913.512 0 1.704.025 1.036.511 1.950.023 1.1 AGIP OIL (Bloque 10) 436.459 109.115 214.788 112.556 221.670 1.2 ANDES PETROLEUM ECUADOR 864.268 216.067 425.320 222.881 438.948 1.3 REPSOL-YPF 1.119.786 279.947 556.086 283.753 563.700REPSOL YPF - Bloque 16(Amo,Dabo,Ginta,Iro,Daimi,Wati) y Bogi Capiron 1.038.566 259.642 524.967 253.957 513.599



TOTAL 15.695.983 2.776.260 3.521.712 1.704.025 7.693.986 10.470.246CUARTO TRIMESTRE

A. EMPRESAS PUBLICAS 35.694.917 5.532.366 10.451.532 0 19.711.019 25.243.385 1. EP PETROECUADOR 21.443.081 2.895.776 10.451.532 0 8.095.774 10.991.550 1.1 MATRIZ (AMAZONICA, ALIANZAS Y PENINSULA) 15.652.843 2.895.776 10.451.532 0 2.305.536 5.201.312 1.1.1 EP PETROECUADOR REGION AMAZONICA 14.724.746 2.724.078 10.451.532 0 1.549.136 4.273.214 1.1.2 EP PETROECUADOR ALIANZAS OPERATIVAS 922.424 170.649 0 0 751.776 922.424 1.1.2.1 Culebra-Yulebra-Anaconda 922.424 170.649 0 0 751.776 922.424

1.1.3 EP PETROECUADOR PENINSULA BLOQUE 1 "Pacoa" 5.673 1.050 0 0 4.623 5.673EP PETROECUADOR BLOQUE 11"Cristal,Rubi" 0 0 0 0 0 0EP PETROECUADOR "Charapa" 0 0 0 0 0 0 1.2 SUBSIDIARIAS 5.790.238 0 0 5.790.238 5.790.238 1.2.1 RIO NAPO (SACHA) 5.790.238 0 5.790.238 5.790.2382. PETROAMAZONAS EP BL.15, PAÑACOCHA, 7, 21, 18 14.251.835 2.636.590 0 0 11.615.246 14.251.835 2.1 MATRIZ Y FILIALES 14.251.835 2.636.590 0 0 11.615.246 14.251.835 2.1.1 PETROAMAZONAS EP BL.15 Y UNIFICADOS 7.148.258 1.322.428 0 0 5.825.830 7.148.258 2.1.2 PETROAMAZONAS (Pañacocha) 1.154.705 213.620 0 0 941.085 1.154.705 2.1.3 PETROAMAZONAS EP (Bloques 7 y 21) 4.205.322 777.985 0 0 3.427.337 4.205.322 2.1.3.1 PETROAMAZONAS EP (Bloque 7) 3.561.920 658.955 0 0 2.902.965 3.561.920

2.1.3.2 PETROAMAZONAS EP (Bloque 21) 643.402 119.029 0 0 524.372 643.402

2.1.4 PETROAMAZONAS EP (Bloque 18) 1.743.551 322.557 0 0 1.420.994 1.743.551 2.1.4 PETROAMAZONAS EP (Bloque 31) 0 0 0 0 0 0B. SECRETARIA DE HIDROCARBUROS 10.987.177 2.746.794 0 5.122.239 3.118.144 5.864.938 1. CONTRATOS PRESTACION SERVICIOS RENEGOCIADOS 10.987.177 2.746.794 0 5.122.239 3.118.144 5.864.938 1.1 AGIP OIL (Bloque 10) 1.310.600 327.650 644.967 337.983 665.633 1.2 ANDES PETROLEUM ECUADOR 2.594.516 648.629 1.276.802 669.085 1.317.714 1.3 REPSOL-YPF 3.362.775 840.694 1.668.919 853.162 1.693.856REPSOL YPF - Bloque 16(Amo,Dabo,Ginta,Iro,Daimi,Wati) y Bogi Capiron 3.110.393 777.598 1.572.220 760.575 1.538.173



TOTAL 46.682.094 8.279.160 10.451.532 5.122.239 22.829.163 31.108.323

NOTAS: POR CADUCIDAD DE PERENCO DETERMINADA EL 20 JULIO 2010, LOS CAMPOS PASAN A OPERACIÓN DRECTA DE PETROAMAZONAS CON RESOLUCION DE SECRETARIA DE HIDROCARBUROS PARA EL CALCULO DE LAS ENTREGAS A REFINERIAS DE FUENTE: ARCH, COORD.EXPLORACION Y EXPLOTACION, REFINACION, TRANSPORTE Y ALMACENAMIENTO Y SH LIQUIDACIONES.


M.SOBERANIA

ANEXO 4. PROGRAMA DE LA DISTRIBUCION DE LA PRODUCCI ON DE CRUDOCUARTO TRIMESTRE 2012





EMPR

ESA

ENER

OFE

BRER

OM

ARZO

ABR

ILM

AYO

JUN

IOJU

LIO

AGO

STO

SEPT

IEM

BRE

OC

TUBR

EN

OVI

EMBR

ED

ICIE

MBR

ETO

TAL

2012

ESTA

DO

(EP

Petro

ecua

dor)

8.91

2.02

78.

407.

603

9.02

8.64

28.

757.

900

9.16

9.42

79.

105.

891

9.17

0.92

29.

117.

325

8.94

7.87

910

.489

.702

10.1

48.3

7410

.470

.246

111.

725.

939

EP

PETR

OEC

UA

DO

R2.

328.

619

2.22

8.49

02.

422.

268

2.

387.

428

2.54

8.80

22.

590.

511

2.62

0.29

92.

648.

193

2.66

6.58

53.

652.

379

3.57

4.72

13.

764.

450

33.4

32.7

44

PET

RO

AM

AZO

NAS

EP

4.32

6.55

24.

101.

029

4.41

0.44

7

4.28

5.32

44.

486.

938

4.45

9.97

34.

454.

575

4.39

9.00

74.

314.

207

4.83

6.21

94.

659.

842

4.75

5.77

453

.489

.888

S. H

.(Est

ado)

2.25

6.85

72.

078.

084

2.19

5.92

7

2.08

5.14

82.

133.

687

2.05

5.40

62.

096.

048

2.07

0.12

61.

967.

086

2.00

1.10

51.

913.

811

1.95

0.02

324

.803

.306

CO

MPA

ÑÍA

S PR

IVAD

AS1.

952.

432

1.80

2.06

01.

901.

990

1.81

0.86

11.

853.

726

1.78

6.61

61.

824.

031

1.80

3.52

31.

714.

812

1.74

5.87

61.

672.

339

1.70

4.02

521

.572

.290

S. H

. (Pa

go T

arifa

)1.

952.

432

1.80

2.06

0

1.90

1.99

0

1.81

0.86

11.

853.

726

1.78

6.61

61.

824.

031

1.80

3.52

31.

714.

812

1.74

5.87

61.

672.

339

1.70

4.02

521

.572

.290

TOTA

L10

.864

.459

10.2

09.6

6210

.930

.632

10.5

68.7

6111

.023

.153

10.8

92.5

0710

.994

.953

10.9

20.8

4810

.662

.691

12.2

35.5

7811

.820

.713

12.1

74.2

7113

3.29

8.22

9FU

EN

TE: S

EC

RE

TAR

IA D

E H

IDR

OC

AR

BU

RO

S, C

OO

RD

.EXP

LOR

AC

ION

Y E

XPLO

TAC

ION

, RE

FIN

AC

ION

, CO

MER

CIA

LIZA

CIÓ

N.

ELA

BO

RA

CIO

N: C

OO

RD

INA

CIÓ

N G

EN

ER

AL

DE

PLA

NIF

ICA

CIÓ

N E

STR

ATÉ

GIC

A Y

CO

NTR

OL

DE

PR

OG

RA

MA

S- E

P P

ETR

OEC

UAD

OR

Anex

o 5.

Exp

orta

ción

de

Cru

doPe

ríodo

201

2C

ifras

en

barri

les


PRO

DU

CTO

SEn

ero

Febr

ero

Mar

zoAb

rilM

ayo

Juni

oJu

lioAg

osto

Sept

iem

bre

Oct

ubre

Nov

iem

bre

Dic

iem

bre

TOTA

L

DIE

SEL

21.

440.

000

96

0.00

0

1.

200.

000

1.

200.

000

1.

200.

000

1.

200.

000

1.

440.

000

1.

680.

000

1.

680.

000

1.

920.

000

1.

680.

000

1.

680.

000

17

.280

.000

DIE

SEL

PREM

IUM

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

240.

000

240.

000

480.

000

NAO

960.

000

720.

000

960.

000

960.

000

960.

000

720.

000

960.

000

1.20

0.00

0

1.20

0.00

0

960.

000

1.20

0.00

0

1.20

0.00

0

12.0

00.0

00

GAS

OLI

NA

EX

TRA

-

-

-

-

-

240.

000

-

240.

000

240.

000

480.

000

240.

000

480.

000

1.92

0.00

0

GLP

747.

426

656.

625

755.

082

704.

193

853.

408

778.

986

796.

453

948.

631

978.

157

1.01

3.89

4

937.

175

987.

990

10.1

58.0

20

AVG

AS

-

-

9.00

0

-

-

9.

000

-

-

9.00

0

-

-

9.

000

36.0

00

CU

TTER

STO

CK

420.

000

210.

000

420.

000

210.

000

420.

000

210.

000

420.

000

210.

000

420.

000

420.

000

420.

000

210.

000

3.99

0.00

0

TOTA

L IM

POR

TAC

ION

ES3.

567.

426

2.

546.

625

3.

344.

082

3.

074.

193

3.

433.

408

3.

157.

986

3.

616.

453

4.

278.

631

4.

527.

157

4.

793.

894

4.

717.

175

4.

806.

990

45

.864

.020

PRO

DU

CTO

SEn

ero

Febr

ero

Mar

zoAb

rilM

ayo

Juni

oJu

lioAg

osto

Sept

iem

bre

Oct

ubre

Nov

iem

bre

Dic

iem

bre

TOTA

L

NAF

TA B

AJO

OC

TAN

O-

-

FU

EL

OIL

# 6

636.

081

701.

517

700.

605

849.

735

802.

141

776.

711

688.

332

799.

391

17.4

12

-

-

-

5.97

1.92

5

G

ASO

LEO

S-

-

-

-

-

-

-

20

0.00

0

20

0.00

0

20

0.00

0

-

-

60

0.00

0

TOTA

L EX

POR

TAC

ION

ES63

6.08

1

70

1.51

7

70

0.60

5

84

9.73

5

80

2.14

1

77

6.71

1

68

8.33

2

79

9.39

1

17

.412

-

-

-

6.

571.

925

FUEN

TE: I

NFO

RM

E C

OM

ISIO

N IN

TER

INS

TITU

CIO

NA

L PE

TRO

EC

UAD

OR

-AR

CH

, AR

CH

REF

INA

CIO

N E

IND

UST

RIA

LIZA

CIO

N, P

ETR

OE

CU

ADO

R C

AD

EN

A D

E V

ALO

R Y

CO

NTR

OL

DE

GES

TIO

N

Elab

orac

ión:

Coo

rdin

ació

n G

ener

al d

e Pl

anifi

caci

ón E

stra

tégi

ca y

Con

trol d

e Pr

ogra

mas

, EP

PETR

OEC

UAD

OR

Año

2012

Cifr

as e

n ba

rrile

s

Anex

o 6.

- IM

POR

TAC

ION

ES Y

EXP

OR

TAC

ION

ES


CUADROS RESUMEN PLURIANUALES 2012-2015


PRODUCCIÓN NACIONAL DE CRUDO 188.008 172.795 158.467 146.785 EP PETROECUADOR 60.589 60.146 58.937 65.837 RIO NAPO 22.016 23.402 22.758 21.550 PETROAMAZONAS EP 59.027 51.762 46.317 35.080 S.H. (Cías Privadas) 46.376 37.485 30.455 24.319

PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL (b) 30.137 48.900 63.200 81.500 EP PETROECUADOR 30.137 48.900 63.200 81.500

TRANSPORTE DE CRUDO 182.780 172.279 159.820 147.364 SOTE 137.486 122.991 115.779 109.684 OCP 45.293 49.288 44.041 37.680

EXPORTACIÓN DE CRUDO 133.298 129.938 106.043 93.688 EP PETROECUADOR (a) 111.726 113.631 93.083 83.407 (PEC+RN+PAM+SH Estado)

COMPAÑÍAS PRIVADAS 21.572 16.307 12.959 10.281 (SH Pago Tarifa)

CARGAS DE CRUDO 53.841 47.110 62.463 62.467 ESMERALDAS 31.680 25.471 40.150 40.150 LIBERTAD 15.207 15.046 15.378 15.382 AMAZONAS 6.954 6.593 6.935 6.935

PRODUCCIÓN DE DERIVADOS 64.790 59.595 75.613 75.529

DESPACHO DE DERIVADOS 89.130 95.226 100.243 100.909

IMPORTACIÓN DE DERIVADOS 45.864 50.381 47.040 51.368

EXPORTACIÓN DE DERIVADOS 6.572 2.656 6.671 10.246

Nota: (a)La exportación de crudo disminuye en el período 2012- 2015 debido a que la producción de crudo decrementa en Petroamazonas y Compañías Privadas

(b) Los volumenes de Gas Natural estan en millones de pies cúbicos.

Fuente: MRNNR Secretaría de Hidrocarburos


CUADRO 1. RESUMEN PLAN OPERATIVOPeríodo: 2012 - 2015


DETALLEPOA2013

POA 2012

(1ra versión)

POA2014

POA2015


SOTE 137.486 122.991 115.779 109.684 Promedio diario 376 337 317 301

OCP 45.293 49.288 44.041 37.680 Promedio diario 124 135 121 103

TOTAL 182.780 172.279 159.820 147.364 Promedio diario 499 472 438 404



CUADRO 4. TRANSPORTE DE CRUDOPeríodo: 2012 - 2015


OLEODUCTOPOA 2012

(1ra versión)

POA2013

POA2014

POA2015

EP PETROECUADOR 60.589 60.146 58.937 65.837Lago Agrio 4.007 5.017 4.521 5.566 Libertador 6.773 6.852 6.398 5.781 Auca 18.862 12.884 11.821 17.654 Shushufindi 21.413 24.418 24.911 26.667 Cuyabeno 8.522 9.737 10.153 9.568 PUCUNA 991 1.208 1.104 569 PACOA 22 29 29 31

RIO NAPO 22.016 23.402 22.758 21.550Sacha 22.016 23.402 22.758 21.550

EP PETROECUADOR + RÍO NAPO 82.605 83.548 81.695 87.386

PETROAMAZONAS EP 59.027 51.762 46.317 35.080

S.H. (Cías Privadas) 46.376 37.485 30.455 24.319

TOTAL NACIONAL 188.008 172.795 158.467 146.785Fuente: MRNNR Secretaría de Hidrocarburos


CUADRO 2. PRODUCCIÓN DE CRUDO Período: 2012 - 2015


DETALLEPOA 2012

(1ra versión)

POA2013

POA2014

POA2015

EP PETROECUADOR 165.543 164.783 161.471 180.374 Lago Agrio 10.947 13.746 12.385 15.250 Libertador 18.504 18.772 17.530 15.837 Auca 51.536 35.298 32.387 48.366 Shushufindi 58.506 66.900 68.248 73.060 Cuyabeno 23.284 26.678 27.817 26.214 PUCUNA 2.706 3.310 3.024 1.560 PACOA 60 80 80 86

RIO NAPO 60.153 64.115 62.350 59.040 Sacha 60.153 64.115 62.350 59.040

EP PETROECUADOR + RÍO NAPO 225.696 228.898 223.821 239.414

PETROAMAZONAS EP 161.277 141.814 126.896 96.109

S.H. (Cías Privadas) 126.709 102.698 83.439 66.628

TOTAL NACIONAL 513.682 473.410 434.157 402.152 Fuente: MRNNR Secretaría de Hidrocarburos


CUADRO 3. PRODUCCIÓN DE CRUDO Período: 2012 - 2015Cifras en barriles día

DETALLEPOA 2012

(1ra versión)

POA2013

POA2014

POA2015


ESMERALDAS 31.680 25.471 40.150 40.150

LIBERTAD 15.207 15.046 15.378 15.382

AMAZONAS 6.954 6.593 6.935 6.935

TOTAL 53.841 47.110 62.463 62.467



CUADRO 5. CARGAS DE CRUDO A REFINERÍASPeríodo: 2012 - 2015


REFINERÍAPOA 2012

(1ra versión)

POA2013

POA2014

POA2015

GASOLINAS 19.532 17.792 22.607 22.400 DIESEL OIL 9.102 8.120 9.971 9.139 DIESEL PREMIUM 2.969 2.092 4.602 5.376 FUEL OIL # 4 10.531 12.844 13.414 10.922 FUEL OIL # 6 EXPORTACIÓN 5.972 2.656 6.671 10.246 GLP 2.000 2.434 3.054 3.091 JET A1 2.861 2.625 2.983 3.035 ASFALTOS 2.346 2.216 2.562 2.664 CRUDO REDUCIDO 3.664 3.474 3.654 3.654 OTROS 5.812 5.342 6.094 5.001

TOTAL 64.790 59.595 75.613 75.529



CUADRO 6. PRODUCCIÓN DE DERIVADOSPeríodo: 2012 - 2015


PRODUCTOSPOA 2012

(1ra versión)

POA2013

POA2014

POA2015

EP PETROECUADOR (a) 111.726 113.631 93.083 83.407 (PEC+RN+PAM+SH Estado)

COMPAÑÍAS PRIVADAS 21.572 16.307 12.959 10.281 (SH Pago Tarifa)

TOTAL 133.298 129.938 106.043 93.688

Nota: (a)La exportación de crudo disminuye en el período 2012- 2015 debido a que la producción de crudo decrementa en Petroamazonas y Compañías Privadas



CUADRO 4. EXPORTACIÓN DE CRUDOPeríodo: 2012 - 2015


EMPRESAPOA 2012

(1ra versión)

POA2013

POA2014

POA2015


GASOLINAS 23.682 25.638 27.531 29.908 DIESEL OIL 26.164 27.215 28.376 29.692 DIESEL PREMIUM 3.526 4.052 4.602 5.376 FUEL OIL # 4 10.531 13.517 13.414 10.922 GLP 12.176 12.378 12.625 12.878 JET A1 2.679 2.708 2.775 2.845 ASFALTOS 2.346 2.463 2.562 2.664 OTROS 8.025 7.257 8.358 6.623

TOTAL 89.130 95.226 100.243 100.909



POA2014

POA2015

CUADRO 8. CONSUMO DE DERIVADOSPeríodo: 2012 - 2015


PRODUCTOSPOA 2012

(1ra versión)

POA2013

NAFTA DE ALTO OCTANO 12.000 10.560 11.280 11.520

GASOLINA EXTRA 1.920 5.280 3.360 5.520

DIESEL 2 17.280 19.200 18.480 20.400

DIESEL PREMIUM 480 2.040 - -

GLP 10.158 9.875 9.472 9.688

CUTTER STOCK 3.990 3.150 4.410 4.200

JET A1 0 240 - -

AVGAS 36 36 38 40

TOTAL 45.864 50.381 47.040 51.368



CUADRO 9. IMPORTACIÓN DE DERIVADOSPeríodo: 2012 - 2015


PRODUCTOSPOA 2012

(1ra versión)

POA2013

POA2014

POA2015

FUEL OIL # 6 5.972 2.656 6.671 10.246

NAFTA DEBUTANIZADA - - - -

GASOLEOS 600 - - -

FUEL OIL # 4 - - - -

TOTAL 6.572 2.656 6.671 10.246



CUADRO 10. EXPORTACIÓN DE DERIVADOSPeríodo: 2012 - 2015


PRODUCTOSPOA 2012

(1ra versión)

POA2013

POA2014

POA2015

EPPetroEcuador_Plan2012

Documents

Transcript of EPPetroEcuador_Plan2012