Generación de ingresos petroleros - Grupo FARO
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diciembre 2013 Informe 5 Grupo FARO Generación y distribución de ingresos petroleros durante 2012 Autores: Juan José Herrera y Sebastián Jarrín
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Grupo FARO es un Centro de Políticas Públicas independiente, que promueve el cambio social a través de la investigación aplicada, el diálogo plural y la acción colectiva.
El programa de industrias extractivas de Grupo FARO promueve la transparencia en la información y el buen uso de los recursos naturales no renovables con la participación del Estado, la sociedad civil y la empresa privada.
Con el apoyo de
AUTORES: Juan José Herrera y Sebastián Jarrín.DISEÑO GRÁFICO, DIAGRAMACIÓN Y PORTADA:Diego Corrales D.
DIRECTOR EJECUTIVO: Orazio BellettiniDIRECCIÓN DE INVESTIGACIÓN: Andriana Arellano.COORDINACIÓN: Juan José Herrera.
Versión digital.
Se enfoca en la gestión de recursos públicos del Estado así como en los aportes del sector privado y de la sociedad civil en cuanto a la provisión de bienes y servicios públicos. Prioriza el análisis del presupuesto público al que entiende como la expre-sión de las prioridades que establece la sociedad.
En este número, se presenta y sintetiza información sobre las estadísticas que se generan a lo largo de la cadena de valor del petróleo en Ecuador, los ingre-sos provenientes de la industria petrolera y la distri-bución de los mismos. De igual manera, este número presenta información sobre el modelo contractual de prestación de servicios suscrito por las empresas petroleras privadas en 2010, el cual se busca adop-tar en los contratos de exploración de las empresas que se adjudiquen bloques como resultado de la XI ronda petrolera.
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diciembre 2013Informe 5 Grupo FARO
Generacióny distribución
de ingresos petrolerosdurante 2012
Autores: Juan José Herrera y Sebastián Jarrín
Lupa Fiscal
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Contenido
Introducción 3
Sección1:Cadenadevalordelpetróleo 3Producción de Petróleo 4Transporte de crudo 7Producción e importación de derivados 7Comercialización interna de derivados 8Exportación de crudo y derivados 9
Sección2:Conformacióndelosingresospetroleros 11Exportación de crudo y derivados 11Impuestos recaudados 12Venta interna de derivados 13
Sección3:Distribucióndelosingresospetrolerosanivellocal 16Inversión de Ecuador Estratégico 16
Conclusiones 18
Generación y distribuciónde ingresos petrolerosdurante 2012
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fase 1fase 2
fase 3fase 4
fase 5fase 6
ToTal 184,4empresa pública 133,7empresa privada 50,7
ToTal 1774soTe 129,0ocp 484
ToTal 128,9exporTación de crudo 128,9exporTación de derivados 10,0
ToTal 43,0
ToTal 83,9ep peTroecuador 26,8empresas privadas 57,1
ToTal 52,4esmeraldas 29,9la liberTad 16,4amazonas 5,0lago agrio 0,9
El año 2012 estuvo marcado por importan-tes cambios para el sector petrolero. Fue el segundo año posterior a las reformas a la Ley de Hidrocarburos en el que las empresas que renegociaron sus contratos operaron bajo la modalidad contractual de prestación de servicios (durante una par-te del año 2011 estos cambios todavía se-guían instrumentalizándose). Además, 2012 fue el año en que las empresas públicas petroleras ecuatorianas se “fusionaron” y empezaron a operar de manera diferencia-da a cargo del upstream (Petroamazonas) y downstream (Petroecuador). Finalmente, este año estuvo marcado por altos precios del petróleo y además se dio inicio a la XI ronda de licitación petrolera.
En este sentido, y con el objetivo de en-tender la situación del sector petrolero, Grupo FARO con el apoyo del Revenue
Watch Institute, presenta el quinto núme-ro de la serie Lupa Fiscal Petrolera, que representa un esfuerzo de recopilación y síntesis de información y cifras oficiales sobre las estadísticas que se generan a lo largo de la cadena de valor del petróleo en Ecuador, los ingresos provenientes de la industria petrolera y la distribución de los mismos. De igual manera, este número presenta información sobre el modelo con-tractual de prestación de servicios suscrito por las empresas petroleras privadas en 2010, el cual se busca adoptar en los con-tratos de exploración de las empresas que se adjudiquen bloques como resultado de la XI ronda de licitación petrolera.
El documento se encuentra dividido en tres secciones: La primera sección recoge y analiza las estadísticas que se generan a lo largo de la cadena de valor del petróleo
en Ecuador; la segunda sección repasa los ingresos que se generan para el Estado provenientes de la industria petrolera; la tercera sección hace un recuento sobre la distribución de una parte de estos ingre-sos petroleros, especialmente hacia las zo-nas donde se los explota. Adicionalmente, el documento contiene información sobre el proceso de fusión de las empresas pú-blicas petroleras ecuatorianas y sobre el modelo contractual de prestación de ser-vicios que se maneja para la XI ronda de licitación petrolera. Ambos análisis son de importancia por las implicaciones que tienen para la dinámica petrolera a nivel nacional (producción más eficiente de campos en operación –fusión de empre-sas públicas- y descubrimiento de nuevas reservas y producción en nuevos campos –modelo contractual de prestación de ser-vicios y XI ronda de licitación petrolera-).
La cadena del valor del petróleo es un proceso que inicia con la extracción de crudo del subsuelo. En el Ecuador esta actividad es realizada por la empresa pú-blica Petroamazonas EP y las empresas privadas que operan en el país. Después de extraer el petróleo, este es transporta-do mediante dos oleoductos: el Sistema de Oleoducto Transecuatoriano (SOTE), operado por la empresa pública EP Pe-troecuador y el Oleoducto de Crudos Pe-sados (OCP), que funciona como compa-ñía privada.
Finalizado el transporte de crudo, se desti-na a dos actividades: aproximadamente el 71% del crudo se exporta de manera direc-ta, mientras que el restante 29% es pro-cesado en las refinerías nacionales para la producción de derivados. De este último, la mayor parte se consume internamente a nivel nacional y una menor parte se ex-porta. Por otro lado, debido a que la pro-ducción nacional de derivados no es sufi-ciente para suplir la demanda interna, es necesaria la importación de derivados, los cuales se venden al interior del país a un
precio menor al que se los adquiere. Esta venta al interior del país tanto de los deri-vados importados como de los producidos se denomina comercialización interna, la cual es la última fase de la cadena de valor del petróleo y se lleva a cabo por parte de la empresa pública EP Petroecuador y va-rias empresas privadas. A continuación se encuentra la descripción y análisis de las principales estadísticas y cifras que se ge-neran alrededor de la cadena de valor para el caso ecuatoriano. Esta dinámica puede ser observada en el Gráfico 1.
SeCCión 1: Cadena de valor del petróleo
introduCCión
gráfico 1. movimienTo peTrolero duranTe el año 2012 (cifras en millones de barriles de crudo)
producción de crudo TransporTe de crudo refinación de crudo exporTación de crudoY derivados
imporTación dederivados
consumo inTernode derivados
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produCCión de petróleo
Durante la última década, la producción de crudo alcanzó su pico en el año 2006 cuan-do se produjo un total de 195 millones de barriles. A partir de ese año, la producción de crudo disminuyó, siendo 2009 el año de menor producción, en el que se registró la extracción de 177 millones de barriles1. El Gráfico 2 muestra la producción histórica de la última década, en el que se observa la di-námica de reducción de la producción des-de 2006 y su recuperación a partir de 2010.
La producción de petróleo del Ecuador en el año 2012 se ubicó en 184 millones de barriles, lo que representó un incremento del 1% (2 millones de barriles) aproxima-damente con respecto al año 2011, en don-de la producción fue de 182 millones de barriles, como se puede apreciar en el Grá-fico 3. Del total de la producción del año 2012, el 41% (75 millones de barriles) co-rresponde a Petroamazonas EP, incluyendo las operaciones de la empresa Río Napo2.
De igual manera se observa en el Gráfico 3 que la producción por parte de EP Pe-
troecuador fue del 31% (58 millones de barriles) del total, mientras que la produc-ción de las empresas privadas fue equiva-lente al 27% (51 millones de barriles). Del total nacional producido, la producción estatal representó el 73% (134 millones de barriles), porcentaje que está compuesto por la producción de Petroecuador, Pe-troamazonas y Río Napo (Gráfico 4). En promedio, la producción estatal mensual de crudo se ubicó en 11,14 millones de barriles, siendo agosto el mes que regis-tró los mayores niveles de producción con 11,59 millones, mientras que febrero fue el mes de menor nivel de producción con 10,5 millones.
Como se observa en el Gráfico 4, la mayor parte de la producción estatal de crudo proviene de Petroamazonas y Petroecua-dor. Ambas empresas operan varios blo-ques petroleros y además tienen presen-cia en otras fases de la cadena de valor. Para evitar dobles esfuerzos, durante el año 2012 las empresas Petroecuador y Pe-troamazonas atravesaron por un proceso de “fusión”, el cual se describe con mayor detalle en el Recuadro 1.
gráfico 2. producción de crudo 2004 - 2012 (millones de barriles)millones de barriles
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
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gráfico 3. producción ToTal de peTróleo a nivel nacional, período 2010 - 2012 (millones de barriles)
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empresas privadas río napo
petroamazonas ep ep petroecuador
1 Esta disminución de la producción se debió principalmente a la salida del país de ciertas empresas privadas, a precios bajos de petróleo y a la incertidumbre que generaba la posible renegociación de contratos petroleros producto de las reformas a la Ley de Hidrocarburos que se encontraban en trámite.
2 La empresa Río Napo es una empresa de economía mixta, que opera el bloque 60 (Sacha). Esta empresa tiene dos accionistas principales, el Estado ecuatoriano y la empresa de origen venezolano, Petróleos de Venezuela (PDVSA). A partir del 18 de enero de 2013, el Estado ecuatoriano pasó a controlar el 70% de las acciones de dicha empresa a través de la empresa pública Petroamazonas EP.
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gráfico 4. producción mensual de crudo por empresa pública duranTe el año 2012 (millones de barriles)
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millones de barriles
ep petroecuador petroamazonas ep río napo
En 1972, el Estado ecuatoriano creó la empresa petrolera Corporación Estatal Pe-trolera Ecuatoriana (Cepe), la misma que mediante la Ley Especial No. 45 fue reem-plazada por Petroecuador (Empresa Esta-tal Petróleos de Ecuador), creada el 26 de septiembre de 1989, con el fin de encar-garse de la exploración, explotación y co-mercialización de hidrocarburos en el país.
El 6 de abril de 2010, el Presidente de la República Rafael Correa mediante decreto ejecutivo 315, creó la empresa pública de hidrocarburos del Ecuador, EP Petroecuador (antes Petroecuador), disponiéndose que la empresa mencionada intervenga en todas las fases de la actividad hidrocarburífera.
Por otro lado, Petroamazonas Ecuador S. A. fue creada el 18 de diciembre del 2007 como una sociedad anónima pública, sien-do sus únicos socios accionistas las em-presas estatales Petroecuador y Petropro-ducción. Petroamazonas estuvo encargada de administrar el bloque 15 que dejó la empresa estadounidense Occidental (Oxy), misma que salió del país. Tres años des-pués de su creación, el 6 de abril de 2010, el Presidente de la República mediante decreto ejecutivo 314 creó la Empresa
Pública de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Petroamazonas EP, la cual asumió todas las actividades que se en-contraban a cargo de Petroamazonas S.A.
En el año 2010, EP Petroecuador contrató a la empresa estadounidense Wood Mac-kenzie para elaborar una estrategia de de-sarrollo para los años 2011 y 2012. De este estudio se concluyó que se debería reor-ganizar, reestructurar y modernizar la em-presa. Tomando en cuenta los resultados de la consultoría, se contrató a la compa-ñía Deloitte& Co. Argentina para llevar a cabo la modernización requerida.
Así, el 29 de Junio del 2011 se acordó que se debía realizar una estrategia de seg-mentación del negocio en dos componen-tes: upstream (desde arenas geológicas hasta puntos de entrega y medición fiscal) y Mid - downstream (desde captura de cru-do y gas natural libre o asociado hasta su comercialización final doméstica o in-ternacional). Para esto, se decidió efectuar un proceso de fusión por absorción, en el cual Petroamazonas EP absorbiera las operaciones (campos, recursos, compromi-sos, talento humano, información) de EP Petroecuador. Las actividades de explora-
ción y explotación petrolera pasaron a ser responsabilidad exclusiva de Petroamazo-nas EP, mientras que las actividades de transporte, refinación y comercialización pasaron a cargo de EP Petroecuador.
La consolidación de Petroamazonas EP como nueva operadora estatal inició con la fusión de las áreas de producción de Petroamazonas EP y EP Petroecuador, la cual se llevó a cabo a finales del 2012 y principios del 2013. Petroamazonas EP asumió ocho campos petroleros que ope-raba EP Petroecuador (Lago Agrio, Shus-hufindi, Auca, Cuyabeno, Libertador, Sacha y Pucuna), teniendo así 36 campos bajo su control. La empresa también asumió la operación de la Red de Oleoductos Secun-darios (RODA).
Aproximadamente durante los últimos dos años, el proceso de fusión explicado se ha dado en las áreas de recursos humanos, prácticas operativas y finanzas. Después de dos años de planificación y acciones y según el Decreto Ejecutivo 1351-A, publi-cado el 2 de enero de 2013, se concretó el proceso de fusión por absorción entre Petroamazonas EP y la Gerencia de Explo-ración y Producción EP Petroecuador.
reCuadro 1
FuSión ep petroeCuador y petroamazonaS ep
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En el Gráfico 5 se observa la distribución de la producción de las empresas privadas en los dos últimos años, la cual no ha te-nido mayores cambios para 2012. Como se muestra, la empresa privada con ma-yor participación en la producción total es Repsol que produjo el 31% (16 millones de barriles) respecto al total durante el año 2012. Las empresas Andes Petroleum (13 millones de barriles) y Agip (5,5 millones)
fueron la segunda y tercera empresa pri-vada de mayor producción petrolera, res-pectivamente.
Finalmente, las empresas SIPEC y Pe-trooriental representaron cada una el 10% de la participación dentro del total de producción de empresas privadas durante 2012. El restante 13% (6,6 millones de ba-rriles) de la participación corresponde a la
producción de los campos marginales3 que operaron en el país durante el año 2012.
La producción promedio diaria para el año 2012 fue de 503 592 barriles, lo que re-presenta un aumento promedio diario de 3 672 barriles (0,7%) con respecto a la producción del año 2011, en donde la can-tidad de crudo extraída promedio diaria se situó en 499 920 barriles (Gráfico 6).
gráfico 5. disTribución de la producción privada duranTe el año 2011 Y 2012 (porcenTaje de parTicipación)
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gráfico 6. promedio diario mensual de barriles producidos duranTe el año 2012
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3 Son aquellos considerados de baja prioridad operacional o económica, que contengan crudo pesado o necesiten técnicas de recuperación demasiado costosas para el Estado ecuatoriano (Ley de Hidrocarburos, artículo 2).
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tranSporte de Crudo
El crudo extraído en la Amazonía ecuato-riana se transporta a través de dos oleo-ductos, el primero construido en 1972 es el Sistema de Oleoducto Transecuatoriano (SOTE) con capacidad para 360 000 barriles diarios y el segundo, el Oleoducto de Cru-dos Pesados (OCP) construido en 2003 con capacidad para 450 000 barriles diarios4
(Herrera, López, & Arias, 2012). En prome-dio, durante el año 2012 se transportaron 484 931 barriles al día entre ambos oleo-ductos, esto significó un incremento del 1% con respecto al año 2011 (8 076 barriles diarios). Para el año 2012 el SOTE transpor-tó en promedio el 73% (352 385 barriles diarios), mientras que el OCP transportó en promedio el 27% (132 546 barriles diarios) de la producción total nacional.
produCCión e importaCiónde derivadoS
El país cuenta con cinco refinerías para la producción de derivados que son la
Tabla 1. Producción de derivados Por TiPo duranTe 2012 (barriles)
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Refinería Esmeraldas (Esmeraldas), La Libertad (Santa Elena), Amazonas (Su-cumbíos), Lago Agrio (Sucumbíos) y Shushufindi (Sucumbíos), las cuales con-juntamente, durante el año 2012, produ-jeron alrededor de 52 millones de barri-les de derivados. En la Tabla 1 se puede apreciar la cantidad de derivados produ-cidos según tipo. Como se muestra, el 39% (20 millones de barriles) de la pro-ducción se concentra en distintos tipos de fuel oil, mientras que la producción de
gasolinas, entre extra y súper, representa aproximadamente el 9,5% (5 millones de barriles) de la producción de derivados del país. Finalmente, la producción de combustibles entre diésel tipo premium y número 2, representa el 23% (12 millo-nes de barriles) del total.
La refinería que cuenta con mayor capa-cidad operativa de las cinco previamente mencionadas es la Refinería Esmeraldas, la cual durante el año 2012 produjo en
4Para mayor información sobre la situación de los oleoductos en Ecuador revisar Jarrín, S. Espín, W. y Mancheno, S (2013) “Marco Legal de la minería y estado de los oleoductos en Ecuador”. Ciudada-nía Analiza No. 6. Quito: Grupo FARO.
Derivados Cantidad Derivado CantidadFUEL OIL 4 10.450.726 GASOLINA SUPER 1.740.137FUEL OIL EXP. 6.846.084 RESIDUO 1.261.118DIESEL PREMIUM 6.426.771 NAFTA ARTESANAL 361.213DIESEL 2 5.723.610 SPRAY OIL 261.147NAFTA BASE 4.745.647 DIESEL 1 194.458GASOLINA EXTRA 3.253.394 CEMENTO ASFALTICO 178.694FUEL OIL 6 2.977.182 RUBBER SOLVENT 90.571G.L.P. 2.861.442 MINERAL TURPENTINE 62.816JET FUEL 2.805.710 ABSORVER OIL 1.443ASFALTOS 2.221.263 TOTAL 52.463.427
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promedio, el 57% de los derivados de pe-tróleo del país (alrededor de 30 millones de barriles, a un promedio de 2,5 millones mensuales). En segundo lugar se encuen-tra la refinería de La Libertad, donde se produjo el 31% de los derivados en 2012. Finalmente, las restantes tres refinerías (Amazonas, Lago Agrio y Shushufindi) pro-dujeron entre todas el 12% de los deriva-dos (Gráfico 8).
ComerCializaCión internade derivadoS
Los Gráficos 9 y 10 muestran el nivel de comercialización de productos derivados de petróleo por parte de EP Petroecua-dor y las empresas privadas. Para ambas comercializadoras, el producto más im-portante es el diésel 2, sin embargo es
relevante destacar que los volúmenes de venta de las empresas privadas duplican los niveles de venta que posee la empresa EP Petroecuador.
La gasolina es el segundo rubro en ven-tas para EP Petroecuador y las empresas privadas, pero en este caso las ventas privadas triplican a las realizadas por la
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gráfico 8. producción mensual de derivados por refinería duranTe el año 2012 (millones de barriles)
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gráfico 10. producTos comercializados por empresas privadas duranTe el año 2012 (millones de barriles)
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gráfico 9. producTos comercializados por ep peTroecuador duranTe el año 2012 (millones de barriles)
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estatal ecuatoriana. Finalmente, cabe des-tacar el caso de del GLP, donde su comer-cialización se realizó casi en su totalidad por parte de la empresa privada, como se observa en los Gráficos 9 y 10.
Los productos derivados de petróleo son comercializados internamente a un precio menor del que se los importa. Este dife-rencial entre ambos se considera una va-riable aproximada del subsidio a los deri-vados de petróleo y se la presenta en el Recuadro 2.
gráfico 11. evolución de los cosTos de imporTación Y los ingresos por venTa inTerna de derivados duranTe el período 2010 - 2012 (millones de dólares)
El Gráfico 11 muestra la evolución de los costos de importación y los ingresos por venta interna de Derivados durante el pe-ríodo 2010 – 2012. Durante este período el diferencial entre estas dos variables se ha incrementado en un 69%, pasando de USD 2 017,1 millones en 2010 a USD 3 405,7 millones en 2012.
En el año 2012 la mayor diferencia entre costo de importación e ingresos por con-cepto de venta interna, la presenta el Die-sel con 1 600,3 millones de dólares, se-guido por la gasolina con 1 282,1 millones de dólares y finalmente el GLP con 523,2 millones. Los precios promedio por venta interna durante este período fueron de 41,5, 54,5 y 13,2 dólares por barril para el diesel, nafta y GLP respectivamente.
reCuadro 2
diFerenCial entre loS CoStoS de importaCióny loS ingreSoS por venta interna de derivadoS
gráfico 12. exporTaciones de crudo según fuenTe duranTe el período 2010 - 2012 (millones de barriles)
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ingresos Totales ventas internas
costos Totales importaciones
diferencia
cuales corresponden a las exportaciones del crudo producido por empresas priva-das. En segundo lugar se encuentran las exportaciones provenientes de regalías, las cuales resultan de dos cuentas distintas; las regalías correspondientes a los cam-pos marginales y las regalías correspon-dientes a la participación del Estado (por ejemplo en la producción de Río Napo). Finalmente, las exportaciones directas, que corresponden al crudo producido por Petroamazonas.
Durante 2012, el crudo exportado regis-trado por la Secretaría de Hidrocarburos fue de 17,2 millones de barriles, lo que representa un crecimiento del 9% con res-pecto al año 2011. Las exportaciones por concepto de regalías fueron de 20,4 millo-nes de barriles, es decir, 29% más que en 2011 (5,4 millones de barriles). Finalmente, las exportaciones directas fueron de 91,9 millones de barriles de petróleo, lo que representó un incremento del 2% (2 millo-nes de barriles) con respecto al año 2011.
Por otro lado, el Gráfico 13 muestra las exportaciones mensuales de crudo por su origen, donde se aprecia en el mes de enero el mayor nivel de exportación en el año (13 millones de barriles) y el menor nivel en el mes de noviembre (9 millones de barriles). En promedio el país exportó 10,7 millones de barriles por mes, siendo
exportaCión de Crudo y derivadoS
El Gráfico 12 muestra las exportaciones de crudo por parte del Estado ecuatoriano durante los últimos tres años, de acuerdo a su origen. En el año 2012 se exportaron 129 millones de barriles, lo que representó un incremento del 6% (8 millones de ba-rriles) respecto a 2011. Como se observa, durante el año 2012 las exportaciones se componen de tres rubros. En primer lugar, exportaciones registradas por la Secreta-ría de Hidrocarburos de Ecuador (SHE), las
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13. El
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FARO
.
En el año 2012 la diferencia de precios del diesel fue de USD 94 por barril, (pre-cio de importación USD 136,1 y precio de venta interna USD 42,1); la diferencia de precios de la nafta fue de USD 90,1 por barril, (precio de importación USD 143,9 y precio de venta interna USD 53,8); y la di-ferencia de precios del GLP fue de USD 58 por barril (precio de importación USD 71,4 y precio de venta interna USD 13,4). Las variaciones de precios de importación y de venta interna de derivados representan una medida aproximada de la cantidad de recursos que se destinan como subsidios para cubrir la diferencia. Así, esta cantidad sería de 3 405 millones de dólares para el año 2012.
0
200
400
-200
-400
3586
1568,9
-2949,9
407,91458
5009,4
-3405,7
1603,8
-2017,1
2010 2011 2012
regalías
secretaría de Hidrocarburos
directas
compañías privadas
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el total exportado en 2012 de 129 millones de barriles.
Según Petroecuador, de los 129 millones de barriles de crudo exportados, el 64% (82 millones de barriles) se destinaron a Estados Unidos. En segundo y tercer lu-gar, con un porcentaje aproximado de 13% (17 millones de barriles), se encuentran las exportaciones de crudo a Chile y Perú. El resto de exportaciones representan el 10%, el cual se destinó a varios países, destacando Japón (5 millones de barriles) (Gráfico 14).
Por otro lado, el Gráfico 15 muestra la ex-portación mensual de barriles de deriva-dos de petróleo la cual presentó irregula-ridades durante el año 2012 manteniendo altibajos entre los distintos meses, siendo el de menor exportación octubre, donde se exportaron 351 mil barriles de petróleo (apenas el 25% de lo exportado durante el mes de mayor exportación) mientras que el de mayor exportación fue el mes de abril, donde se exportaron 1,4 millones de barriles. El promedio mensual de ex-portaciones de derivados fue de 836 mil barriles, y su precio promedio de venta fue de USD 100 el barril.
gráfico 14. desTino del crudo exporTado por país año 2012 (millones de barriles)
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millones de barriles
0 20 40 60 80 100
anTillasneerlandesas
canadá
venezuela
el salvador
cHina
japón
panamá
perú
cHile
esTadosunidos
82,08
16,98
16,64
5,33
3,18
1,82
1,07
1,03
0,38
0,37
gráfico 13. evolución mensual de barriles exporTados de crudo duranTe el año 2012 (millones de barriles)
Fuen
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Ecu
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0
2
4
6
8
10
12
14
millones de barriles
enero febrero marzo julioabril agosTomaYo sepTiembrejunio ocTubre noviembre diciembre
regalíasdirecTas secreTaría de Hidrocarburos
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El Banco Central del Ecuador, en su sección de estadísticas de finanzas públicas, difun-de cifras anuales y trimestrales sobre las operaciones del sector público no financie-ro, gobierno central, empresas públicas no financieras, gobiernos autónomos descen-tralizados (GAD) y de las demás entidades del sector público. Estas estadísticas se dividen entre gastos e ingresos, diferen-ciándose estos últimos entre petroleros y no petroleros. Los ingresos petroleros en esta sección corresponden a los que se obtienen por la exportación de crudo y de-rivados, y los que se obtienen por la venta interna de derivados. En esta misma línea, el Ministerio de Finanzas incluye en su in-forme de ejecución presupuestaria 2010 como ingresos petroleros, al impuesto a la renta recaudado de las empresas privadas petroleras, los ingresos por exportaciones de crudo y derivados, y a los ingresos por concepto de venta interna de derivados.
Los ingresos petroleros en Ecuador pro-vienen de distintas fuentes y conforman rubros diferentes con varios destinos. Sin embargo, no existe un concepto oficial de ingresos petroleros ni sobre los rubros que los componen, por lo que, como se analizó previamente, las instituciones encargadas de las estadísticas petroleras difieren en sus rubros y montos. En este sentido, esta sección busca hacer un repaso sobre los
rubros durante el año 2012 que podrían formar parte de los ingresos petroleros, debido a que provienen de la renta que se genera de esta actividad.
exportaCión de Crudo y derivadoS
El ingreso petrolero más importante y sig-nificativo proviene de las exportaciones petroleras. Como se analizó previamen-te, debido a que las refinerías del país no tienen la capacidad de procesar todo el crudo que se extrae, parte de este se exporta de manera directa. Asimismo, el crudo que es procesado y transformado en derivados, se exporta y se comercializa internamente.
exportación de crudo
Los ingresos petroleros por exportaciones, están conformados por las cuentas “direc-tas” que son las exportaciones que realiza de manera directa Petroecuador, y “rega-lías”, que son las correspondientes a las regalías por campos marginales y las rega-lías por participación del Estado (empresa Río Napo).
Los ingresos provenientes de las expor-taciones de crudo se han incrementado
SeCCión 2: ConFormaCión de loS ingreSoS petroleroS
secreTaría de Hidrocarburos
80
60
40
20
0
20 000
400 000
600 000
800 000
1 000 000
1 200 000
1 400 000100
0
miles de barriles precio de venTa
enero febrero marzo julioabril agosTomaYo sepTiembrejunio ocTubre noviembre diciembre
derivados exporTadosvalor uniTario por barril
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gráfico 15. evolución mensual de barriles exporTados de derivados Y precio promedio duranTe 2012 (miles de barriles Y dólares por barril)
gráfico 16. ingresos por exporTaciones de crudo duranTe el período 2010 - 2012 (millones de dólares fob)
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millones de us dólares
2010 2011 2012
12 000
8 000
10 000
6 000
4 000
2 000
0
regalías
direcTas
3 172
3 556 8 828
1 483 1 987
9 077
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respectivamente. En el Gráfico 17 se puede observar que estos ingresos fueron mu-cho mayores respecto al año 2010, debido principalmente al precio de exportación, pues en 2010 fue de USD 69,5 por barril, en 2011 de USD 95,6 y en 2012 de USD 101 por barril.
impueStoS reCaudadoS
Los impuestos recaudados provenientes de la actividad petrolera se agrupan den-tro de los rubros de actividad económica del Servicio de Rentas Internas (SRI) bajo las denominaciones de “fabricación de productos de la refinación de petróleo”, “actividades de tipo servicio relacionadas con la extracción de petróleo y gas”, y “sector de petróleo crudo y gas natural”.
Como se observa en el Gráfico 18, durante el año 2012 el total de ingresos petroleros provenientes de la recaudación tributaria ascendió a USD 780,4 millones, un 7% menos respecto al año 2011 donde la re-caudación fue de USD 837,3. Del total de
a partir de la renegociación de contratos producto de las reformas a la Ley de Hi-drocarburos. Como se observa en el Grá-fico 16, los ingresos petroleros por expor-tación, según el Banco Central, fueron de aproximadamente USD 6 700 millones en el 2010, 10 300 en 2011 y 11 000 en el año 2012; es decir, los ingresos petroleros por exportaciones fueron superiores en un 64% en 2012 con respecto al año 2010. Este incremento se debió al aumento de las exportaciones directas (como se ob-serva en el Gráfico 16), que se dio como resultado de la renegociación de contratos ya que con el paso al modelo contractual de prestación de servicios, el petróleo que producen las compañías privadas pasó a ser del Estado. Más adelante en el Recua-dro 3 se presenta un análisis del modelo contractual de prestación de servicios.
exportación de derivados
Los ingresos petroleros por concepto de exportación de derivados fueron de 1 102 y 1 014 millones de dólares en 2011 y 2012,
gráfico 18. ingresos peTroleros provenienTes de la recaudación TribuTaria por acTividad económica duranTe el período 2010 - 2012 (millones de dólares)
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500
200
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800
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100
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300
o2010 2011 2012
millones de dólares
614,7
16,19
176,77 183,87
639,48 545,1
13,9111,97
223,29
sector de petróleo crudo y gas natural
actividades de tipo servicio relacionadascon la extracción de petróleo y gas
fabricación de productos de la refinación de petróleo
0
gráfico 17. ingresos por exporTaciones de derivados duranTe el período 2010 - 2012 (millones de dólares fob)
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millones de us dólares fob us dólares/barril
2010 2011 2012
800 80
1 000 100
600 60
400 40
200 20
0
713
1 102
1 014
ingresos por exporTación de derivados
precio promedio anual
ingresos petroleros provenientes de la re-caudación tributaria del año 2011, el 70% (USD 545 millones de dólares) correspon-de al rubro “sector de petróleo crudo y gas natural”, el 29% (USD 223 millones) al rubro “actividades de tipo servicio relacio-nadas con la extracción de petróleo y gas” y el restante 2% (USD 12 millones) corres-ponde al rubro “fabricación de productos de la refinación de petróleo”.
Dentro de estos tres tipos de activida-des económicas, los ingresos petroleros tributarios provienen en su mayoría del impuesto al valor agregado (IVA) y del im-puesto a la renta. Como se observa en el Gráfico 19, durante el año 2012 el IVA fue el impuesto de mayor recaudación dentro de la actividad económica “sector de pe-tróleo crudo y gas natural” con un 71% de participación respecto al total. El segundo impuesto de mayor recaudación dentro de esta actividad es el impuesto a la renta (27%), siendo tan solo el 2% restante la participación del impuesto a la salida de divisas (1,3%) y otros impuestos como in-tereses tributarios, vehículos motorizados, fomento ambiental, entre otros (0,7% en-tre todos).
Asimismo, se observa en el Gráfico 19 que para el caso de la actividad económica “actividades de tipo servicio relacionadas con la extracción de petróleo y gas”, la participación de la recaudación del im-puesto a la renta y del IVA durante el año 2012 fue del 98% entre ambas respecto al total, con una participación individual similar (58% el IVA y 40% el impuesto a la renta). El 2% restante corresponde a otros impuestos. Finalmente, dentro de la activi-dad económica “fabricación de productos de la refinación de petróleo” más del 99% de la recaudación tributaria en 2012 co-rrespondió a IVA (78,6%) y a impuesto a la renta (20,8%).
Por otro lado, el Gráfico 20 muestra la recaudación tributaria petrolera según impuesto durante los años 2010, 2011 y 2012. Como se observa, durante el año 2010 el impuesto a los ingresos extraor-dinarios mantuvo una importante partici-pación respecto al total recaudado. Este impuesto pasa a tener una menor parti-cipación en 2011 y ninguna participación en 2012. Esto se debe a que, a raíz de la renegociación de contratos como resulta-do de las reformas a la Ley de Hidrocar-buros, las empresas privadas suscribieron solo contratos de prestación de servicios (Recuadro 3), mismos que no contemplan el pago del impuesto a los ingresos ex-
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gráfico 19. parTicipación del Tipo de impuesTos según acTividad económica duranTe el año 2012 (porcenTaje)
iva impuesTo a la renTa salida de divisas oTros
2%0,5%
20,8%
0,7%
71,3%
26,7% 40 %
58%78,6%
fabricación de producTos de la refinaciónde peTróleo
acTividades de Tipo servicio relacionadascon la exTracción de peTróleo Y gas
secTor de peTróleo crudo Y gas naTural
1,3%
gráfico 21. venTas ToTales de deriva- dos de peTroecuador duranTe 2011 Y 2012 (millones de dólares)
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3 000
1 500
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2 500
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3 500
2 000
o2011 2012
492
669
1 200
1 288 1 338
1 230
851
462
fuel oil diesel
otros gasolina
traordinarios. De igual manera, el gráfico muestra el incremento en la recaudación del IVA en 2011 respecto a 2010 (aproxi-madamente de USD 195 millones) y en 2012 respecto a 2011 (aproximadamente de USD 51 millones).
venta interna de derivadoS
Otro rubro que representa ingresos al Esta-do provenientes del sector petrolero es la venta interna de derivados. Sin embargo, este rubro puede considerarse un gasto, pues los costos de importación de deriva-dos del petróleo superan a los ingresos por la venta interna de los mismos siendo este gráfico 20. recaudación TribuTaria
peTrolera ToTal según Tipo de impuesTo duranTe el período 2010 - 2012 (millones de dólares)
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o2010 2011 2012
millones de dólaresmillones de dólares
289
6
232
281
14
28
318
476
15
238
527
ingresos salida de divisas
impuesto a la renta iva
diferencial parte del subsidio a los com-bustibles (ver Recuadro 2). Durante el año 2012, Petroecuador reportó ingresos por la venta interna de derivados de petróleo de USD 3 879,95 millones como se observa en el Gráfico 21 (aproximadamente USD 230 millones más que en 2011). De este valor, los mayores ingresos correspondieron a la venta interna de gasolina, diésel y fuel oil.
otras imposiciones
En este grupo se encuentran incluidos los ingresos que recibe el ECORAE por concep-to de la Ley del Fondo para el Ecodesa-rrollo Amazónico; los ingresos que se ge-neran por concepto del 12% de utilidades de las empresas privadas que se revierten al Estado; la recaudación del Fondo de Desarrollo de las Provincias de la Región Amazónica; y los ingresos por concepto de rentas sustitutivas, mismos que se deta-llan a continuación.
• Fondo para el Ecodesarrollo RegionalAmazónico(Ley10yley205):Desde su creación en 1992, han existido reformas sobre la normativa que regula este fondo, siendo la última la Codificación de la Ley del Fondo para el Ecodesarrollo Amazóni-co y de Fortalecimiento de sus Organis-mos Seccionales, aprobada en 2008. Los recursos de este fondo provienen de un impuesto equivalente a un dólar por cada barril de petróleo que se extraiga en la región amazónica y que se comercialice en los mercados internos y externos.
Fuente: Siste
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5 Ley del Fondo para el Ecodesarrollo Regional Amazónico, Codificación publicado en el Registro Oficial 222 del 1 de diciembre de 2003.
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•Utilidades de las empresas petrolerasprivadas: la Reforma a la Ley de Hi-drocarburos determinó que el 12% de la participación de trabajadores en las utilidades generadas por las empresas petroleras privadas se destinen a los gobiernos autónomos descentralizados que se encuentren ubicados en las zo-nas de explotación establecidas en los contratos a través de proyectos. La dis-tribución de estos fondos se encuentra normada en la actualidad por el “Re-glamento para la asignación de recur-sos para proyectos de inversión social y desarrollo territorial en las áreas de influencia donde se ejecutan activida-des de los sectores estratégicos”. Este reglamento regula la repartición del 12% de utilidades de empresas privadas pe-troleras y mineras, las regalías mineras, los contratos de prestación de servicios
mineros y los excedentes de empresas públicas mineras y petroleras.
• Fondo de Desarrollo de las ProvinciasAmazónicas (ley 1226): estos ingresos provienen del gravamen por cada servicio facturado de empresas a Petroecuador o sus filiales en las provincias de la región amazónica. Las empresas extranjeras pa-gan 4,5% del total facturado y las empre-sas nacionales el 2,5%. Estos valores fue-ron repartidos equitativamente entre los gobiernos seccionales de la región Ama-zónica hasta octubre de 2010, cuando se reformó la ley en el COOTAD establecien-do que sean depositados mensualmente en la cuenta única del Tesoro Nacional.
•Rentas sustitutivas (ley 407):Estos re-cursos corresponden al monto por cada barril de crudo que es transportado por
el SOTE. La Ley establece un pago de cinco centavos de dólar por cada barril transportado, adicionales a la tarifa del transporte. Según lo establecía la nor-mativa, estos valores se habrían distri-buido entre los gobiernos seccionales de Napo, Esmeraldas, Sucumbíos, Ore-llana y Pastaza hasta octubre de 2010, cuando se reforma esta ley en el Código de Ordenamiento Territorial, Autonomías y Descentralización (COOTAD), esta-bleciendo que sean depositados en la cuenta única del tesoro nacional.
Estos ingresos juntos ascendieron en 2011 a USD 300 millones aproximadamente y para el año 2012 no se pudo conocer el valor de los mismos debido a que no se obtuvo res-puesta a los oficios de solicitud de informa-ción, por parte de las entidades a cargo de la misma (ECORAE y Ministerio de Finanzas).
6 Ley del Fondo de Desarrollo de las Provincias de la Región Amazónica publicada en el Registro Oficial 676 del 3 de mayo de 1991. Fue reformada en el COOTAD, que se publicó en el Registro Oficial suplemento 303 del 19 de octubre de 2010.
7 Ley de creación de rentas sustitutivas para provincias de Napo, Esmeraldas y Sucumbíos publicada en el Registro Oficial Suplemento 248 del 7 de agosto de 1989. Fue reformada en el COOTAD, que se
publicó en el Registro Oficial suplemento 303 del 19 de octubre de 2010.
reCuadro 3
xi ronda petrolera y Contrato de preStaCión de ServiCioS para la exploraCión y explotaCión
análiSiS de modelode ContrataCión de ServiCioS
El modelo de contrato de prestación de servicios es aquel en el cual el Estado no cede la propiedad del recurso, y sólo se limita a contratar al operador para que explore y/o explote sus campos por un plazo determinado, reconociéndole una tarifa por el servicio prestado. Es decir, bajo este modelo contractual, la empresa no tiene derecho de ninguna índole en el suelo o áreas que se vayan a explotar.
Este modelo de contrato fue suscrito con las empresas petroleras privadas que ope-ran en el país a raíz de la renegociación de contratos en el año 2010 como resultado de las reformas a la Ley de Hidrocarburos. En esta renegociación, cinco empresas pri-vadas decidieron aceptar la nueva modali-dad contractual y las demás abandonaron el país, pasando sus operaciones a las empresas petroleras públicas. Las empre-sas Repsol, Andes Petroleum, Petroorien-tal, Agip y Enap-Cipec que se acogieron a la renegociación de contratos, llevaban varios años operando y gran parte de la inversión de las mismas ya había sido re-cuperada. Por esta razón, la renegociación con estas empresas fue positiva, siendo
ahora el Estado el único dueño del recur-so, y además beneficiándose 100% del in-cremento de los precios del petróleo. Sin embargo, este contrato no pudo resultar igual de atractivo para las empresas que iniciarían el proceso de exploración en el país.
La Secretaría de Hidrocarburos establece los siguientes lineamientos para las em-presas que suscriban estos contratos a raíz de la XI Ronda:
• Parte del petróleo producido puede ser transportado a través del oleoducto nor-peruano.
• El potencial hidrocarburífero de los 21 bloques de la zona es de 369 miles de millones de barriles de petróleo (MM-BLS) en un escenario pesimista, 800 MMBLS en un escenario medio y 1 597 MMBLS en un escenario optimista.
• El sistema tarifario de cada contrato se establecerá de forma individual, sobre la base de los resultados de la licitación y en función de la amortización de las inversiones, los costos y gastos del pro-yecto, y una utilidad razonable que se acuerda en función del riesgo.
• Bajo esta modalidad contractual el Es-tado se reserva el 25% de los ingresos
brutos del área del contrato como mar-gen de soberanía. Sobre los ingresos remanentes el Estado, que está a cargo de la totalidad de la actividad de trans-porte, cubre sus costos de transporte y comercialización, así como el pago de los tributos correspondientes, y genera un ingreso disponible para el pago de los servicios a la contratista. Es decir, las empresas privadas reciben su pago de la tarifa posterior a que el Estado haya descontado el margen de sobera-nía y los pagos de transporte y ciertos tributos. Así, la empresa ya no debe pa-gar, como antes, costos de transporte y almacenamiento ni tributos como el fondo para el Ecodesarrollo, rentas sus-titutivas, etc.
• Cuando se adjudique el contrato a la empresa, esta rendirá a favor de la Se-cretaría de Hidrocarburos una garantía bancaria incondicional, irrevocable y de cobro inmediato por un valor equivalen-te al veinte por ciento (20%) de las in-versiones que se comprometa a realizar en los tres primeros años del período de explotación.
Además, establece que el cálculo de la ta-rifa está diseñado en función del riesgo de la actividad exploratoria. Así, el siste-
Lupa Fiscal
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ma tarifario mantendría los aspectos que muestra el Gráfico 22.
En este sentido, y a diferencia de los con-tratos suscritos en 2010, las empresas ofertarán las tarifas que crean que les generen una rentabilidad del 15 al 30%. La tarifa con la que se suscriba el con-trato corresponderá a la ponderación de tres valores para tres intervalos de pro-ducción. Es decir, la contratista oferta y negocia con el Estado dos límites de producción (L1 y L2), y tarifas que pagaría el Estado si la producción se encuentra por debajo, entre o por encima de estos límites (intervalos). Así, la tarifa se calcula según la siguiente fórmula8:
Por otro lado, el contrato de prestación de servicios establece las siguientes obliga-ciones de pago para la empresa contra-tista:
• Impuesto a la Renta: 24% durante el año 2011, 22% durante 2012 y 23% a partir de 2013.
• Participación Laboral: 3% de las utilida-des y el 12% restante será entregado al Estado.
• Contribución por utilización de aguas y materiales naturales de construcción: USD 60 000 anuales durante el período de explotación.
• Contribución para la investigación tec-nológica: La contribución equivalente al 1% del monto de pago por los servicios, previa deducción de la participación la-boral y del impuesto a la renta.
• Contribución para la Superintendencia de Compañías: Las compañías que inte-gran la Contratista pagarán la contribu-ción anual prevista en el artículo 455 de la Ley de Compañías.
• Impuesto a los Activos Totales: La con-tratista pagará, cuando corresponda, un impuesto destinado a los Municipios de conformidad con lo previsto en la Ley Aplicable.
Pese a ser similar al contrato suscrito en 2010 con las empresas antes menciona-das, el contrato de servicios representa un riesgo para las empresas interesadas en bloques en el sur oriente del país debido a que existe escasa información sobre el
potencial de reservas probadas. Asimis-mo, se diferencia en cuanto las empresas que firmaron el contrato en 2010 mante-nían varios años de operación en el país lo que les permitió recuperar sus inver-siones. Finalmente, el contrato presenta pocos incentivos para las empresas; si bien es cierto si la producción es mayor, se incrementan los ingresos, la parti-cularidad de que la tarifa se reduzca a mayor producción no compensa el gasto en exploración adicional por lo que las empresas podrían no incurrir en el mis-mo. Una evidencia de esto se refleja en el poco nivel de presentación de ofertas que se mantuvo en la XI ronda petrolera pues pese a la promoción de la misma a nivel regional e internacional, esta ha sido pospuesta por dos ocasiones. Como alternativa a esta falta de interés en in-vertir en exploración del país, el gobierno puede optar por las siguientes opciones: negociar una tarifa más elevada para las empresas; flexibilizar algunos términos del contrato de prestación de servicios para la exploración; realizar la explora-ción mediante las empresas públicas nacionales (la inversión y riesgo de esta opción son elevados); realizar la explora-ción en conjunto con empresas estatales internacionales; negociar contratos de otra modalidad (como participación) pues los mismos no han sido eliminados de la Ley (las reformas establecieron el paso de las empresas privadas a prestación de servicios pero las demás modalidades si-guen figurando en la Ley).
gráfico 22. deTerminación del sisTema de Tarifas para la suscripción de conTraTos de exploración-exploTación
la empresa contratista determina y ofer-ta las tarifas para la operación del cam-po durante la vida del mismo, las cuales deben generar rentabilidad de entre el 15% y 30%.
las compañías calculan su expectativa de reservas, de acuerdo a esto se realiza la oferta de sus tarifas y lo que podrían obtener con cada nivel de producción.
el sistema de tarifas se diseña de ma-nera que mientras mayor sea la pro-ducción menor es la tarifa. así, cuando el campo llega a su madurez y la pro-ducción empieza a disminuir, la tarifa vuelve a incrementarse.
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donde,T1: Tarifa que se paga por la cantidad producida Q1.Q1: cantidad producida que se encuentra debajo del límite l1.T2: Tarifa que se paga por la cantidad producida Q2.Q2: cantidad producida que se encuentra entre los límites de producción l1 y l2.T3: Tarifa que se paga por la cantidad producida Q3.Q3: cantidad producida que se encuentra sobre el límite l2.
8 Si la empresa produce la cantidad Q2, el Estado pagará la tarifa T2 solo por los barriles producidos que se encuentren sobre el límite L1. Es decir, si el límite L1 es 10 000 barriles por día y el límite L2 es 20 000 barriles por día, y T1 es USD 35 por barril y T2 USD 30 por barril. Si la empresa produce 12 000 barriles, 10 000 barriles se pagarán a USD 35 y 2 000 barriles a USD 30.
TP=(Q1+Q2+Q3)
(T1 Q1+T2 Q2+T3 Q3)** *
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Los ingresos petroleros analizados en la sección previa son fundamentales para la economía nacional y para el presupuesto estatal. Los mismos, junto a los ingresos tributarios, son indispensables para el fi-nanciamiento del Presupuesto General del Estado de cada año así como para las asignaciones de los Gobiernos Autónomos Descentralizados (GAD). A pesar de esto, no existe claridad sobre el destino específico que tienen los ingresos petroleros, debido a que estos pasan a formar parte de los ingresos totales del presupuesto general del Estado, por lo que no es posible deter-minar los rubros específicos que cubren los mismos. Sin embargo, es necesario mencio-nar que, según el Código Orgánico de Pla-nificación y Finanzas Públicas (COPLAFIP), los ingresos no permanentes (como los pe-troleros) no pueden financiar egresos per-manentes, a menos que existan situacio-nes excepcionales para los casos de salud, educación y justicia. Es decir, los ingresos petroleros se destinarían a cubrir egresos no permanentes, entre otros, a menos que exista algún caso excepcional dentro de los sectores salud, educación y justicia.
Por lo antes mencionado, la presente sec-ción se centra en el análisis de la distri-bución de los ingresos petroleros a nivel local. Para esto, se revisa el presupuesto de inversión y los proyectos en ejecución hasta finales del año 2012 de la empresa Ecuador Estratégico EP a nivel local.
Cabe mencionar que la presente sección, con la finalidad de brindar continuidad al análisis del número previo 2011, bus-caba también analizar la ejecución del Presupuesto General del Estado 2012 y el presupuesto ejecutado en 2012 por con-cepto del Fondo para el Ecodesarrollo de la Región Amazónica. Sin embargo, hasta la fecha de cierre de la publicación, no se obtuvo respuesta a los oficios de solicitud de información enviados al Ministerio de Finanzas y al Instituto para el Ecodesarro-llo de la Región Amazónica.
inverSión de eCuador eStratégiCo
Ecuador Estratégico EP es una empresa pública creada el 5 de septiembre de 2011 mediante Decreto Ejecutivo No. 870 con la finalidad de que sea la encargada de la planificación, diseño, evaluación, y ejecu-ción de los planes, programas y proyectos de desarrollo local e infraestructura en las
SeCCión 3: diStribuCión de loS ingreSoS petroleroS a nivel loCal
Fuente: Reglamento para la asignación de recursos para proyectos de inversión social y desarrollo territorial en las áreasde influencia donde se ejecutan actividades de los sectores estratégicos. Elaboración: Grupo FARO.
BEDE
gráfico 23. proceso de reparTición de uTilidades, regalías Y excedenTes mineros
• Directa: determinadas en los contratos firmados con las empresas. • Indirecta: áreas con impactos potenciales.• Beneficionacional:proyectos de inversión social o desarrollo territorial de acuerdo a las nbi en las provincias donde se encuentren proyectos emblemáticos de los sectores estratégicos que no generen excedentes.
gobiernos autónomos descentralizadosproyectos individuales de inversión y pre inversión.se priorizan los ubicados en áreas de influenciadirecta.
gobierno Centralejecución de planes, programas o proyectos de in-versión social o desarrollo territorial en zonas donde se ejecuten proyectos de los sectores estratégicos.
mrnnr emite informe al mef y micse con proyección de ingresos siguiente año en cada fuentede financiamiento. posteriormente, se aprueban desembolsos para proyectos ejecutados por:
según:
fuenTes de financiamienTo:
Ecua
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servicios
utilidades
excedentes
zonas de influencia de los proyectos en los sectores estratégicos. En este sentido, Ecuador Estratégico trabaja en las zonas afectadas por proyectos considerados es-tratégicos como los petroleros, mineros, hidroeléctricos, petroquímicos, entre otros. Así, el presupuesto de Ecuador Estratégico proviene de distintas fuentes, siendo una de las principales la industria petrolera.
Previamente, existía una diferenciación en-tre fondos para estos proyectos que pro-vienen de la industria petrolera y minera. Así, era el “Instructivo sustitutivo para dis-tribuir los recursos, provenientes del 12% de las utilidades por la participación labo-ral hidrocarburífera, establecida en el artí-
culo 94 de la Ley de Hidrocarburos” el que regulaba el rubro de repartición del 12% de utilidades de empresas petroleras priva-das. Según éste, el dinero proveniente del 12% de participación laboral de empresas petroleras privadas debería ser invertido en proyectos de desarrollo local en las zo-nas afectadas por la explotación petrolera según la producción que proviene de cada una. Así, las comunidades o GAD que qui-sieran acceder a estos recursos deberían elaborar un proyecto de inversión y pre-sentarlo al Banco del Estado, el cual previo a la notificación por parte del Ministerio de Recursos Naturales no Renovables (MR-NNR) de cuánto dinero le corresponde a cada zona, cada año, calificaría la factibi-
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lidad de los proyectos desembolsando el dinero a los solicitantes y ejecutándose las obras a través del “Instituto de Contrata-ción de Obras (ICO)”.
Sin embargo, se identificó que mediante este instructivo, se beneficiarían tan solo las provincias petroleras que se encuen-tren explotando petróleo (provincias como Napo con proyectos en exploración no se hubiesen beneficiado). Por esto, y debido a la necesidad de ejecutar proyectos de desarrollo local también en sectores don-de se construyen proyectos hidroeléctricos o donde se llevan a cabo labores de ex-ploración minera, se expide en mayo de 2012 el “Reglamento para la asignación de recursos para proyectos de inversión so-cial y desarrollo territorial en las áreas de influencia donde se ejecutan actividades de los sectores estratégicos”. Este regla-mento norma la repartición de:
•Utilidades: 12% para el caso de empre-sas privadas petroleras y mineras; 5% para el caso de empresas de pequeña minería.
•Regalíasmineras: de empresas mineras privadas; incluye regalías anticipadas.
•Contratosdeprestacióndeserviciosmi-neros: 3% de las ventas de minerales explotados bajo modalidad contractual de servicios.
•Excedentes: superávit de las empresas públicas petroleras y mineras.
De igual manera, el reglamento define los requisitos y procedimientos previos a la asignación de recursos a las instituciones del Gobierno Central y de los GAD compe-tentes para ejecutar planes de inversión
social y desarrollo territorial en las zonas de influencia de los sectores estratégicos. En este sentido, los requerimientos de los GAD se canalizarían a través de proyectos individuales que serán aprobados por el Banco del Estado (BEDE). Y por otro lado, la ejecución de los planes, programas o proyectos de inversión social o desarrollo territorial que realice el Gobierno Central con estos fondos, estarán a cargo Ecuador Estratégico EP.
Los fondos serían designados por el Minis-terio de Finanzas (MEF) según una proyec-ción de los ingresos para cada siguiente año, la cual es realizada por el MRNNR. Así, según el reglamento, los fondos para cada proyecto serían asignados según la fecha de presentación de los requerimien-tos que hayan cumplido con todos los re-quisitos necesarios.
Esta dinámica puede ser observada en el Gráfico 23, el cual describe el proceso de repartición de los fondos antes menciona-do que serían distribuidos según los cri-terios de:
•Áreadeinfluenciadirecta:la determina la empresa a cargo de la ejecución del proyecto minero o petrolero en el con-trato. Para atender estos proyectos, se utilizarían las fuentes de financiamiento según lo siguiente:
• Ecuador Estratégico EP: podría utilizar cualquier fuente de financiamiento.
• GAD (BEDE): podría utilizar como fuente de financiamiento los fondos provenientes de regalías, utilidades y contratos de prestación de servicios.
•Áreade influencia indirecta:área en la que existen potenciales impactos. Para atender estos proyectos, se utilizarían las fuentes de financiamiento según lo siguiente:
• Ecuador Estratégico EP: podría utilizar cualquier fuente de financiamiento.
• GAD (BEDE): podría utilizar como fuente de financiamiento los fondos provenientes de utilidades y contratos de prestación de servicios.
•Beneficionacional: se asignan recursos provenientes de los excedentes, rega-lías y contratos de prestación de ser-vicios, para que Ecuador Estratégico EP ejecute proyectos de inversión social y ordenamiento territorial de acuerdo a las necesidades básicas insatisfechas (NBI) en las provincias donde se en-cuentren circuitos o distritos conforma-dos por parroquias o cantones donde se desarrollen proyectos emblemáticos de los sectores estratégicos (en cons-trucción o producción) que por su natu-raleza no generen excedentes presentes o futuros.
Debido a que el reglamento entró en vi-gencia en mayo de 2012, se cuentan con cifras detalladas del presupuesto de Ecua-dor Estratégico recién a partir de 2013, por lo que a continuación se analizan varias de éstas con la finalidad de presentar la magnitud de las inversiones de Ecuador Estratégico a nivel local. Los números pos-teriores a esta publicación buscarán anali-zar con mayor detalle las cifras presenta-das a continuación.
gráfico 24. presupuesTo en proYecTos de ecuador esTraTégico HasTa 2012 según provincia (millones de dólares)
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millones de dólares
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• La decisión de fusionar las empresas pú-blicas EP Petroecuador y Petroamazonas EP se tomó debido a las buenas prácti-cas de Petroamazonas en la exploración y producción de petróleo. Estas prácticas representan la herencia de las empresas privadas que abandonaron el país y cu-yas operaciones pasaron a manos de Pe-troamazonas. Si bien es cierto la fusión ha culminado, todavía restan procesos internos en los cuales Petroamazonas y Petroecuador han presentado problemas. Por esto, ambas empresas deben cola-borar mutuamente para que los nuevos procesos funcionen y cada una pueda llevar a cabo las funciones que les co-rresponden. De la mano con esto, debe existir un marco normativo interno de la nueva empresa con lineamientos claros, que logre consolidar las formas de ope-rar de ambas empresas en una sola, con la cual el sector petrolero ecuatoriano se desarrolle con las mejores prácticas.
• El modelo contractual de prestación de servicios rindió buenos resultados en la renegociación de contratos petroleros en 2010, pues los ingresos del Estado pro-venientes de la explotación privada in-crementaron. Esto se dio principalmente debido a que las empresas que operaban en el país mantenían varios años de explo-tación habiendo recuperado su inversión y a que conocían con certeza las reservas de los campos en los que operaban y los cos-
tos en los que incurrían; por esto, se logra-ron acuerdos en el monto de la tarifa de las mismas. Para el caso de los campos en el suroriente, las empresas solo cuentan con aproximaciones del nivel de reservas, no conocen los costos en los que tendrán que incurrir ni el nivel de conflictividad de las zonas por la presencia de comunidades indígenas, y sobre todo, deben realizar un nivel de inversión importante el cual pre-senta también riesgo. Al contrario que en 2010, negociar una tarifa para contratos de explotación y exploración no será fá-cil para el Estado; como muestra de esto, la XI Ronda Petrolera ha tenido que ser pospuesta por dos ocasiones debido a la falta de ofertas de empresas privadas. El modelo contractual de prestación de servi-cios puede no ser la mejor opción para la exploración de los bloques del suroriente del país, por lo que el gobierno debiera considerar otras opciones si es que esta falta de ofertas persiste.
• La creación de Ecuador Estratégico fue una medida para manejar varios fondos de las industrias minera y petrolera, y eje-cutar con los mismos proyectos de desa-rrollo en regiones donde se lleven a cabo proyectos estratégicos (minería, petróleo, hidroelectricidad, petroquímica, entre otros). Esta medida resultó de utilidad pues al 2013 Ecuador Estratégico ejecuta más de 150 proyectos en distintas zonas del país y se espera que esta cifra se in-
cremente; además, los GAD y comunida-des de estas zonas se encuentran confor-mes con el trabajo de la empresa pública. De la mano con el trabajo de Ecuador Es-tratégico, es relevante el involucramiento de otra entidad estatal con la finalidad de evaluar si la inversión que se está reali-zando hasta ahora cumple con el objetivo de llevar desarrollo a nivel local y llega al mayor número de personas posibles. Con esto, Ecuador Estratégico contaría con in-formación que le permita continuar con la ejecución de proyectos en los próximos años de la mejor manera.
• Una de las principales limitaciones para la elaboración de la presente investigación fue la falta de información sobre los temas que se abarcan en la misma. De igual ma-nera, existió falta de respuesta por parte de todas las entidades a las que se soli-citó formalmente información, por lo que no se pudo profundizar en ciertos temas como se hubiera deseado, principalmente en la sección de distribución de la ren-ta petrolera. Al ser el sector petrolero de gran importancia para la economía nacio-nal, es necesario que la información sobre el mismo se publique de la manera más desagregada posible. Asimismo, es nece-saria la colaboración de las entidades re-lacionadas al sector, pues contar informa-ción sobre el mismo representa un aporte para que la sociedad civil pueda generar diálogo informado.
Tabla 2. PresuPuesTo de inversión de ecuador esTraTégico - enero 2013
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Sector Proyectos(#) PresupuestoTotal(USD) PresupuestoTotalEducación 38 66.580.772 25,94%Saneamiento Ambiental 43 48.126.784 18,75%Transporte, Comunicación y Vialidad 15 40.252.354 15,68%Salud 17 37.301.621 14,53%Vivienda 5 25.015.594 9,75%Desarrollo Social 7 11.609.487 4,52%Multisectorial 3 9.000.000 3,51%Cultura 3 7.026.263 2,74%Recursos Naturales y Energía 27 6.901.643 2,69%Desarrollo Urbano 6 3.949.647 1,54%Deportes 2 580.000 0,23%Ambiente y desastres naturales 2 350.000 0,14%Totalproyectos 168 256.694.165 100.00%
El Gráfico 24 muestra el presupuesto que manejaba Ecuador Estratégico a inicios del año 2013 según provincia, el cual ascendía aproximadamente a USD 244 millones. La provincia en la que mayor cantidad de dinero destina Ecuador Es-tratégico para proyectos es Sucumbíos, con un presupuesto de aproximadamen-te USD 71 millones, principalmente para los proyectos “Pañacocha” (20 millones), “Planta de tratamiento para el sistema de agua potable de Nueva Loja” (10,7 millo-nes), “Parque lineal Joya de los Sachas” (4,9 millones), entre otros. La segunda provincia de mayor inversión por parte de Ecuador Estratégico es Zamora (57,9 millones), con el proyecto principal “Hos-pital de Yantzaza” (31,8 millones). Como se observa en el Gráfico 23, las seis provincias amazónicas son las que mayor inversión reciben por parte de Ecuador Estratégico, siendo hasta inicios de 2013 USD 220,4 de dólares el presupuesto de los proyectos en las mismas.
La Tabla 2 resume el presupuesto que ma-nejaba Ecuador Estratégico a inicios del año 2013 el cual destina en su mayoría a proyec-tos de educación, saneamiento ambiental, transporte comunicación y vialidad, y salud. En total, el presupuesto que manejaba ascen-día a USD 256 millones aproximadamente, los
cuales se invertían en 168 proyectos distintos. De estos 168 proyectos, 96 (aproximadamen-te el 60%) corresponden a proyectos de edu-cación, saneamiento ambiental y transporte. Para el año 2013, el presupuesto de Ecuador Estratégico sería mucho mayor, incrementán-dose hasta en un 50%.
ConCluSioneS
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Los lectores pueden reprodu-cir este documento siempre que se cite la fuente de la siguiente manera: Herrera, J., & Jarrín, S. (2013). “Genera-ción y distribución de ingre-sos petroleros durante el año 2012”. Lupa Fiscal No. 5. Qui-to: Grupo FARO.
Ningún recurso de Grupo FARO puede ser utilizado con fines comerciales.
Las ideas expuestas en este documento, son el punto de vista del autor/autores y no representa, necesariamente, la posición institucional de Grupo FARO en el tema ana-lizado.
Agradecimientos:
Grupo FARO agradece los co-mentarios y aportes de Se-bastián Zambrano Figueroa y Raúl Aldaz que fortalecieron el análisis presentado.
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Grupo FARO es un Centro de Políticas Públicas independiente, que promueve el cambio social a través de la investigación aplicada, el diálogo plural y la acción colectiva.
El programa de industrias extractivas de Grupo FARO promueve la transparencia en la información y el buen uso de los recursos naturales no renovables con la participación del Estado, la sociedad civil y la empresa privada.
Con el apoyo de
AUTORES: Juan José Herrera y Sebastián Jarrín.DISEÑO GRÁFICO, DIAGRAMACIÓN Y PORTADA:Diego Corrales D.
DIRECTOR EJECUTIVO: Orazio BellettiniDIRECCIÓN DE INVESTIGACIÓN: Andriana Arellano.COORDINACIÓN: Juan José Herrera.
Versión digital.
Se enfoca en la gestión de recursos públicos del Estado así como en los aportes del sector privado y de la sociedad civil en cuanto a la provisión de bienes y servicios públicos. Prioriza el análisis del presupuesto público al que entiende como la expre-sión de las prioridades que establece la sociedad.
En este número, se presenta y sintetiza información sobre las estadísticas que se generan a lo largo de la cadena de valor del petróleo en Ecuador, los ingre-sos provenientes de la industria petrolera y la distri-bución de los mismos. De igual manera, este número presenta información sobre el modelo contractual de prestación de servicios suscrito por las empresas petroleras privadas en 2010, el cual se busca adop-tar en los contratos de exploración de las empresas que se adjudiquen bloques como resultado de la XI ronda petrolera.
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diciembre 2013Informe 5 Grupo FARO
Generacióny distribución
de ingresos petrolerosdurante 2012
Autores: Juan José Herrera y Sebastián Jarrín
