Lupa Fiscal

2

CONTENIDO

Introducción 3Ruta del petróleo durante 2011 3

Sección 1: Cadena de valor del petróleo 3Producción de Petróleo 3Transporte de crudo 6Producción e importación de derivados 7Comercialización interna de derivados 7Exportación de crudo y derivados 8

Sección 2: Conformación de los ingresos petroleros 11Reforma a la Ley de Hidrocarburos 11Nuevo modelo contractual de prestación de servicios 12Ingresos petroleros durante el año 2011 15Ingresos petroleros del Presupuesto General del Estado (PGE) 19

Sección 3: Distribución de los ingresos petroleros 20Fondo de Ecodesarrollo de la Región Amazónica 21Presupuesto General del Estado 21Presupuestos EP Petroecuador y Petroamazonas EP 24

Conclusiones 26

Referencias 26

El liderazgode la gestión petroleraregresa al Estado,monitoreo 2011

Lupa Fiscal

3

El 27 de julio de 2010 entró en vigencia la Ley Reformatoria a la Ley de Hidrocarbu-ros, un mes después de ser enviada por el Ejecutivo a la Asamblea Nacional. Dicha ley introdujo el cambio del modelo de contra-to de participación a uno de prestación de servicios. La diferencia más significativa entre ambos es que este último reconoce a las empresas privadas una tarifa única por barril extraído. Los cambios eviden-ciados en el año 2011 se plasman en la presente publicación.

Grupo FARO presenta un nuevo número de la serie Lupa Fiscal Petrolera, la cual es un esfuerzo por compilar y sintetizar las cifras de cada una de las fases de la cadena de valor petrolera con los rubros del proceso de generación y distribución de ingresos petroleros en 2011. Esta edición también analiza cómo se registran los nuevos in-gresos petroleros que supuso el cambio de modelo contractual.

El documento está organizado en tres sec-ciones. La primera recoge la información

estadística de las diferentes fases de la cadena de valor. Si bien el incremento de la producción no es significativo, si lo es la participación pública, la cual correspon-de al 71% del total. En la segunda sección se identifican los rubros que representan ingresos de la actividad petrolera. Se des-taca la forma en que se registran las expor-taciones petroleras, las cuales se realizan en un 100% por las empresas públicas. Fi-nalmente, en la última parte se indaga so-bre cómo los ingresos petroleros financian el Presupuesto General del Estado (PGE). Sobresale la participación de los recursos destinados a cubrir el déficit de derivados de consumo interno, que representan un 10% del total del PGE.

RUTA DEL PETRÓLEO DURANTE 2011

Este proceso inicia con la explotación pe-trolera realizada por EP Petroecuador, Pe-troamazonas EP y las compañías privadas (fase 1), sobre todo en la región Amazóni-ca. Una vez extraído el crudo, se lo trans-

porta desde su lugar de la explotación hacia el centro de fiscalización a través de un sistema de oleoductos, donde se cuantifica el crudo producido por cada empresa. Posteriormente, se lo trans-porta mediante el Oleoducto de Crudos Pesados (OCP, que opera desde 2003) y el Sistema de Oleoducto Transecuatoria-no (SOTE) (fase 2). El crudo transportado tiene dos destinos: una parte se entrega a las refinerías para su industrialización (fase 3) y otra se entrega en los diferen-tes puertos para proceder a su exporta-ción (fase 4).

Por otro lado, debido a que la demanda interna de derivados del país es mayor a la cantidad producida por las refinerías, se im-portan derivados desde diferentes destinos (fase 5), los cuales se suman a los produci-dos en refinerías locales y son comercializa-dos por Petroecuador y por compañías pri-vadas a lo largo del Ecuador (fase 6). Esta dinámica petrolera se puede observar en el Gráfico 1, el cual contiene las estadísticas generales de cada fase para el año 2011.

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GRÁFICO 1: MOVIMIENTO PETROLERO DURANTE EL AÑO 2011 (CIFRAS EN MILLONES DE BARRILES)

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO

La producción nacional de crudo durante 2011 fue superior en seis millones de ba-rriles a la registrada en el año 2010 (183 y 177 millones de barriles respectivamen-te). De esta cifra, el 40% corresponde a la producción de EP Petroecuador, que in-cluye el Bloque 1 y la producción de Río Napo (Campo Sacha). El 31% corresponde

a las operaciones de Petroamazonas EP y el 29% restante es la producción de las empresas privadas pues representa 52 mi-llones de barriles, como se puede observar en el Gráfico 2.

Este incremento en la producción obede-ce, entre otros factores, a la inclusión de nuevos campos y pozos al inventario de explotación nacional, principalmente por

parte de Petroecuador y Petroamazonas, además de la negociación para realizar alianzas estratégicas con compañías pri-vadas que poseen la tecnología para op-timizar la recuperación de cuatro campos maduros (Shushufindi, Auca, Cuyabeno y Libertador). En el Gráfico 2 se puede apre-ciar un importante incremento de la pro-ducción de Petroamazonas que sucedió en 2011 respecto a 2010 (se produjeron 15

SECCIÓN 1: CADENA DE VALOR DEL PETRÓLEO

INTRODUCCIÓN

PRODUCCIÓN DE CRUDO

FASE 1FASE 2

FASE 3FASE 4

FASE 5FASE 6

TRANSPORTE DE CRUDO REFINACIÓN DE CRUDO EXPORTACIÓN DE CRUDOY DERIVADOS

IMPORTACIÓN DE CRUDOY DERIVADOS

CONSUMO INTERNODE DERIVADOS

TOTAL 182,4EMPRESA PÚBLICA 130,5EMPRESA PRIVADA 51,8

TOTAL 174,1SOTE 126,0OCP 48,1

TOTAL 133,3EXPORTACIÓN DE CRUDO 121,7EXPORTACIÓN DE DERIVADOS 11,5

TOTAL 41,2

TOTAL 82,53

TOTAL 57,1ESMERALDAS 35,6LA LIBERTAD 14,6AMAZONAS 6,5LAGO AGRIO 0,4

Lupa Fiscal

4

millones de barriles más) principalmente debido a que las operaciones de los blo-ques 7, 18 y 21 se revirtieron al Estado y por el inicio de operaciones del campo Pañacocha.

Empresas Públicas

Ecuador cuenta con dos empresas públi-cas en operación, EP Petroecuador y Pe-troamazonas EP. Adicionalmente, a par-tir de 2009, opera la empresa mixta Río Napo, conformada por capital venezolano (PDVSA - 30%) y ecuatoriano (Petroecua-dor - 70%)1. La distribución de los cam-pos en los que operan estas empresas se puede observar en el Gráfico 3. El nivel

de producción de crudo de las empresas públicas se incrementó en el 2011 en 17% con respecto al año 2010. Este aumento obedece a incrementos durante el año 2011 en la produccion de Petroecuador y Petroamazonas respecto a 2010 en 8 y 28% respectivamente y a la reducción de la produccion de Río Napo en 2% respecto a 2010. Estos cambios en la producción se deben a que varios campos operados anteriormente por empreas privadas se re-virtieron al Estado y por el incremento del nivel de exploración (Gráfico 4).

EP Petroecuador La Gerencia de Producción de EP Petroeu-cuador en 2011 registró un incremento de cuatro millones de barriles con respecto

al año anterior (Gráfico 2). Este aumento se debió, en parte, a la incorporación del campo Drago y los resultados positivos del campo Auca. Los mayores niveles de producción se registraron en el mes de agosto y diciembre, mientras que los ni-veles más bajos en febrero y junio (Grá-fico 4).

Petroamazonas EPPetroamazonas estimó que, en 2011, su producción ascendería a 159 694 barriles diarios en promedio, pero el objetivo no fue alcanzado. Diariamente, se reportó una producción promedio de 156 764. Esta re-ducción se debió al declive de la produc-ción, el incremento de aguas de perfora-ción y problemas operativos.

EMPRESAS PÚBLICAS

Aguarico, Anaconda, Araza, Atacapi, Auca, Auca Sur 1-2, Cordo-nazo Sur- Este, Cobra, Cononaco, Cononaco, Culebra, Cuyabeno, Drago, Drago Este, Drago Norte, Frontera, Guanta, Lago Agrio, Parahuacu, Pichincha, Pucuna, Rumiyacu, Sansahuari, Secoya, Shuara, Shushufindi, Shushuqui, Tapi, Tetete, Blanca, Tipishca-Huaico, Vinita, Victor Hugo Ruales, Yuca, Yulebra, Pacoa.

EP PETROECUADOR

Complejo Yanaquincha, Indillana, Paka Norte, Paka Sur, Palmar Oeste, Palmar Norte, Panayaky, Tuntiak, Unificado Eden Yuturi, Unificado Limoncocha, Dum-bique, Dumbique Sur, Quinde, Tuich, Palo Azul, Pato, Pañacohca, Yuralpa, Gacela, Jaguar, Lobo, Mono, Oso, Coca, Payamino, Yanahurco

PETROAMAZONAS EP

Sacha

EMPRESA MIXTA

RÍO NAPO

GRÁFICO 2: PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO A NIVEL NACIONAL DURANTE EL PERÍODO 2008 – 2011 (MILLONES DE BARRILES)

GRÁFICO 3: DISTRIBUCIÓN DE CAMPOS DE LAS EMPRESAS PÚBLICAS Y MIXTAS

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1 Informe de rendición de cuentas 2011 Río Napo.

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2008 2009 2010 20110

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MILLONES DE DÓLARES FOB

87 74 67

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35

35 42

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185

EP:97EP:103 EP:110 EMPRESAS

PÚBLICAS:130

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3177 177 183

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18

Empresas Privadas Petroamazonas EP EP Petroecuador Río Napo

Lupa Fiscal

5

Empresa Mixta Río NapoEn 2011 la empresa reportó una produc-ción total de 18 millones de barriles, si-milar a la registrada en 2010. Como re-sultado de la renegociación de contratos, Río Napo firmó un contrato que entró en vigencia desde enero de 2012 y que le permitirá operar durante 15 años en el campo Sacha. Según se menciona en el Informe de Rendición de Cuentas de 2011, la empresa duplicó el número de pozos perforados con relación a 2010, pero no se alcanzó el incremento de producción que se esperaba, manteniéndose bajo los dos millones de barriles mensuales, según se muestra en el Gráfico 4.

Compañías privadas

Como resultado de la renegociación con-tractual hacia un modelo único de presta-ción de servicios, las siguientes empresas tuvieron que abandonar el país debido a que no llegaron a un acuerdo con el Es-tado: Petrobras (Brasil), Canadá Grande (Corea del Sur), EDC (Estados Unidos), CNPC Amazon (China). En consecuencia, la participación privada en la producción disminuyó en 17 millones de barriles, re-gistrándose una producción total de 52 millones durante 2011.

Del total de empresas privadas que ope-raron en el país durante 2011, Repsol y Andes Petroleum fueron las de mayor pro-

ducción, como se observa en el Gráfico 5. En este, se puede apreciar la disminución de la producción total del año, principal-mente debido a la salida en 2010 de TLC y Perenco. En total, las empresas priva-das produjeron 67 millones en 2010, cifra que se redujo a 52 millones en 2011 (lo cual representó aproximadamente 22% menos).

Producción promedio diaria

En 2011, la producción promedio diaria, tanto la pública como privada, fue de 499 920 barriles. La cifra supera al promedio registrado en 2010 que ascendió a 486 000 barriles. Esto se debe a la incorporación de nuevos campos y a la explotación de nuevos pozos en los campos ya existentes, según se describió anteriormente.

GRÁFICO 4: PRODUCCIÓN MENSUAL DE CRUDO DE EMPRESAS PÚBLICAS DURANTE EL AÑO 2011 (MILLONES DE BARRILES)

GRÁFICO 5: DISTRIBUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN NACIONAL DE PETRÓLEO POR PARTE DE LAS EMPRESAS PRIVADAS (PORCENTAJE DE PARTICIPACIÓN)

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ENERO FEBRERO MARZO JULIOABRIL AGOSTOMAYO SEPTIEMBREJUNIO OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE0

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12

MILLONES DE BARRILES EP Petroecuador Petroamazonas EP Operadora Río Napo

TOTAL 2010:67 MILLONES DE DÓLARES

TOTAL 2011:52 MILLONES DE DÓLARES

Fuente: EP Petroe

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Repsol YPF25%

Repsol YPF31%

Sipec7%

Agip10%

Agip12%

Camposmarginales12%

EcuadorTLC10%

Petrooriente8%

Petrooriente9%

Perenco7%

AndesPetroleum

21%

AndesPetroleum26%

Camposmarginales

13%Sipec

9%

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6

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20

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10

5

En cuanto a la producción mensual duran-te 2011, el mayor promedio diario se dio en el mes de febrero, mientras que la me-nor se dio en el mes de julio (Gráfico 6).

TRANSPORTE DE CRUDO

El transporte de crudo se realiza a través del SOTE y del OCP. En 2011 se transpor-taron, en promedio, 476 855 barriles dia-rios en total; de los cuales, 345 169 fueron transportados por el SOTE y 131 686 por el OCP. En total, durante 2011 se trasladaron 174 millones de barriles (126 por el SOTE y 48 por el OCP).

Por otro lado, es importante mencionar que la capacidad de transporte, tanto del SOTE como del OCP, son superiores al ni-vel de crudo actual transportado (360 000 y 450 000 barriles diarios respectivamente). Esto constituye una fortaleza frente a las es-trategias de incremento de producción plan-teada por EP Petroecuador. En el Gráfico 7 se puede observar el transporte mensual de crudo en promedio diario, tanto por el SOTE como por el OCP durante el año 2011. A la vez, el Gráfico 7 contiene la gravedad API del crudo transportado por los oleoductos.

Dentro de la etapa de transporte existe otro punto a ser considerado, que es el consumo de crudo en las estaciones de bombeo. En 2011 se consumieron 694 723 barriles, que equivale al 0.4% del total de la producción nacional anual. Este consu-mo se dio en las estaciones de Lago Agrio, Lumbaqui, Salado, Baeza, Papallacta y Quininde, siendo la estación de Papallacta la de mayor consumo, seguida por Baeza.

GRÁFICO 6: PROMEDIO BARRILES DIARIOS PRODUCIDOS POR MES DURANTE EL AÑO 2011

El SOTE entró en funcionamiento el 26 de junio de 1972 y actualmente es adminis-trado por la Gerencia de Oleoducto de EP Petroecuador. Tiene una capacidad de transporte de 360 000 barriles por día, para un tipo de crudo desde 23° API. Con-tiene una longitud de 497,7 kilómetros. Adicionalmente, cuenta con seis estacio-nes de bombeo (Lago Agrio, Lumbaqui, El Salado, Baeza, Papallacta y Quinindé), cuatro estaciones reductoras de presión (San Juan, Chiriboga, La Palma y Santo Domingo) y un terminal marítimo ubicado en Esmeraldas.

Por otro lado, el OCP entró en funciona-miento en noviembre de 2003 y actual-mente, es administrado por OCP Ecuador S.A., empresa privada ecuatoriana que empezó a operar desde 2003. Fue cons-truido con capital privado y será transfe-rido al Estado en el año 2023 (20 años después del inicio de sus operaciones). La longitud del oleoducto es de 485 km, po-see cuatro estaciones de bombeo (Ama-zonas, Cayagama, Sardinas y Páramo), dos estaciones de reducción de presión (Chiquilpe y Puerto Quito) y un terminal marítimo en Esmeraldas.

RECUADRO 1

ASPECTOS RELEVANTES DEL SOTE Y OCP

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OCP

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S.A

GRÁFICO 7: CALIDAD Y CANTIDAD DE CRUDO PROMEDIO DIARIO MENSUAL TRANSPORTADO POR OLEODUCTOS DURANTE EL AÑO 2011 (BARRILES Y GRADOS API)

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400 000

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440 000

100 000

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EMBR

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PROMEDIO DE BARRILESPOR DÍA

PROMEDIO DE BARRILES POR DÍA GRAVEDAD API

ENERO FEBRERO MARZO JULIOABRIL AGOSTOMAYO SEPTIEMBREJUNIO OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE

SOTE SOTEOCP OCP

Lupa Fiscal

7

PRODUCCIÓN E IMPORTACIÓNDE DERIVADOS

Si bien el Ecuador es el sexto exportador de petróleo en América Latina (Arriagada, 2006), el país es importador parcial de de-rivados. Esto se debe a que sus refinerías no tienen la capacidad de procesar el to-tal de crudo que se produce, por lo que es necesaria la importación de derivados. Esto se evidenció en 2011 debido a que, del total de crudo producido (183 millones de barriles), según datos del Banco Central del Ecuador, se exportó el 67% y se entre-gó a las refinerías el 33% restante para su procesamiento. La estructura de refinación en el país está conformada por cuatro re-finerías: Esmeraldas, Libertad, Amazonas y Lago Agrio, en donde se generan los deri-vados para el consumo interno y exporta-ción. Durante el año 2011, en la Refinería de Esmeraldas se produjo el 60% de los derivados del país, seguido de las refine-rías La Libertad (26%), Amazonas (10%) y finalmente Lago Ario, cuya producción es marginal (Gráfico 8). La Tabla 1 resume el total de derivados producidos en el país e importados por tipo.

COMERCIALIZACIÓN INTERNADE DERIVADOS

En el Ecuador, EP Petroecuador es la em-presa encargada de la comercialización interna de derivados, la cual se realiza a través de las cadenas distribuidoras colo-

DERIVADOS PRODUCIDOS DERIVADOS IMPORTADOSDERIVADO BARRILES DERIVADO BARRILESGasolina súper 4 606 827 Nafta alto octanaje 11 077 660Gasolina extra 14 792 616 Gasolina extra 1 533 221Gasolina extra con etanol 900 205 AVGAS 29 110Diesel 1 224 062 Cutter Stock 3 556 785Diesel 2 11 102 712 Diesel 2 1 2548 574Diesel Premium 1 605 709 Diesel Premium 2 540 692Fuel Oil #4 9 850 185 Fuel Oil # 6 Termoesmeraldas REE 2 977 655 Fuel Oil # 6 exportación 10 571 062Residuo (Crudo Reducido) 3 414 225Jet Fuel 2 760 345Gas licuado de petróleo 2 530 380Spray Oil 241 898Solventes 127 106Asfaltos 2 248 761Absorver Oil 1 205 Nafta Excedente 1 315 256 Nafta Pesca Artesanal 767 897 TOTAL 70 015 088 TOTAL 31 286 042

GRÁFICO 8: PRODUCCIÓN MENSUAL DE DERIVADOS POR REFINERÍA (MILLONES DE BARRILES)

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TABLA 1: PRODUCCIÓN NACIONAL DE DERIVADOS E IMPORTACIÓN

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cadas a lo largo del país. Además varias empresas privadas realizan esta activi-dad. En 2010, las empresas privadas co-mercializaron el 66% de los derivados a nivel nacional, mientras EP Petroecuador comercializó el 34%. Para el año 2011, esta diferencia se redujo incrementándose la participación de Petroecuador en la comer-cialización de derivados.

Tanto la empresa estatal como las priva-das comercializan productos similares en

respuesta a la demanda de los consumi-dores. Además, existen algunos productos que no son comercializados por las empre-sas privadas como: absorver, avgas, nafta base, azufre y gas natural. Los bienes de mayor demanda son el diesel 2 y la ga-solina extra. Otro derivado con demanda considerable es el GLP (gas licuado de pe-tróleo), el cual es comercializado casi en su totalidad por las empresas privadas, según se observa en el Gráfico 9.

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1

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5

MILLONES DE BARRILES

ENERO FEBRERO MARZO JULIO OCTUBREABRIL AGOSTO NOVIEMBREMAYO SEPTIEMBRE DICIEMBREJUNIO

Refinería de Esmeraldas Refinería Libertad Refinería Amazonas Refinería Lago Agrio

Lupa Fiscal

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Exportación de crudo y derivados

Debido a que la cantidad de crudo pro-ducido en el país es superior al consumo interno y a la capacidad de sus refinerías, gran parte del crudo se exporta. De igual manera, se exporta una parte de los de-rivados que se obtienen en las refinerías nacionales pero que no se utilizan para consumo interno. A raíz de la renegociación de contratos, cambió la manera en que se registran las exportaciones, principalmen-te debido a que las empresas privadas exportaban directamente el crudo que les correspondía por sus contratos de partici-pación. Por esta razón, a raíz de la reforma, la Secretaría de Hidrocarburos pasó a ser la encargada del pago de la tarifa en especie (barriles de petróleo) a las empresas priva-das y ha sido la responsable del registro de las exportaciones que se generan.

Este cambio se puede observar en el Gráfi-co 10, en el cual se aprecia que durante los años 2009 y 2010, las empresas privadas exportaron directamente 36 y 31 millones de barriles respectivamente. En 2011, se observa el incremento significativo de las exportaciones directas debido a que el Es-tado pasó a ser el único dueño del crudo exportado.

Por otro lado, se observa el nuevo rubro de exportaciones denominado: “Secretaría

de Hidrocarburos (pago de tarifa)”, valor que corresponde al pago que realizó la Se-cretaría de Hidrocarburos a cada empresa privada, en especie, durante 2011. De igual manera, el Gráfico 10 muestra la reducción en 2011 de las exportaciones por regalías de 43,3 millones de barriles a 15,8. Esto se debe principalmente a que este rubro con-tenía en 2010 la cantidad de barriles ex-portados provenientes de los contratos de participación. Finalmente, se observa que pese a la reforma, las compañías privadas exportaron directamente 0,4 millones de barriles durante 2011. Esto se debe a que durante los primeros meses del año 2011, las compañías privadas todavía mantenían un saldo de sus contratos de participación respecto a 2010.

En resumen, a partir de 2011 se creó el nuevo rubro de exportaciones “Secretaría de Hidrocarburos (tarifa)”, que incluye la cantidad de barriles que se pagaron a las compañías privadas por concepto de la ta-rifa. A partir de ese año no se registraron las exportaciones directas de compañías privadas, a excepción de los 0,4 millones de barriles correspondientes a saldos an-teriores. La tabla 2 muestra el cambio en el registro de las exportaciones que se mencionó previamente.

En términos generales, durante el año 2011 se exportaron 122 millones de barri-

les de crudo (incluyendo el pago de tarifa), cifra menor en 2% respecto a las exporta-ciones del año 2010. El Gráfico 11 muestra la evolución mensual de las exportaciones de crudo durante el año 2011, incluyen-do el precio promedio mensual por barril.

GRÁFICO 9: PRODUCTOS COMERCIALIZADOS POR EP PETROECUADOR Y POR EMPRESAS PRIVADAS DURANTE EL AÑO 2011 (MILLONES DE BARRILES)

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GRÁFICO 10: EXPORTACIONES DE CRUDO SEGÚN FUENTE DURANTE EL PERÍODO 2009 - 2011 (MILLONES DE BARRILES)

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2009

MILLONES DE BARRILES MILLONES DE BARRILES

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0 02 54 6 8 10 10 15

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36,1

EP PETROECUADOR EMPRESAS PRIVADAS

OTROSOTROS

ASFALTO

FUEL OIL #4

NAFTA BASE

GAS NATURAL

RESIDUOS GLP

FUEL OIL #4

GLP

PESCA ARTESANAL

JET FUEL

AZUFRE

GASOLINA

GASOLINA

DIESEL 2 DIESEL 2

31,2

28,7 43,3

15,8

0,4

54,7 49,9 89,8

15,7

Directas

Regalías

Secretaría de Hidrocarburos (pago de tarifa)

Compañías privadasMILLONESDE BARRILES

Lupa Fiscal

9

Respecto a este último, el promedio anual de 97,32 dólares por barril se mantuvo pero se registraron niveles mayores a 100 dólares por barril durante los meses de abril, mayo, octubre, noviembre y diciem-bre. Durante los meses de enero febrero y agosto hubo niveles menores a 90 dólares por barril.

La Tabla 2 muestra una comparación entre el registro de exportaciones de los prime-ros semestres de los años 2010 y 2011 con la finalidad de reflejar de mejor manera los cambios que implicó la renegociación de contratos. Se observa que en el año 2010 existían las cuentas:

• Petroecuador: Barriles exportados pro-venientes de campos operados por EP Petroecuador, alianzas operativas, servi-cios específicos, y regalías.

• Petroamazonas: Barriles exportados pro-venientes de campos operados por Pe-troamazonas EP.

• Participación del Estado: Parte de la explotación de crudo de las empresas privadas que correspondía al Estado en cumplimiento con los contratos de parti-cipación.

• Campos Marginales (Estado): Parte de la explotación de crudo de las empresas a cargo de campos marginales que corres-

pondía al Estado en cumplimiento con los contratos de participación.

• Prestación de servicios: Exportaciones provenientes de la producción de cru-do de la empresa Agip Oil, única en ese entonces bajo modalidad contractual de prestación de servicios.

• Participación empresas privadas: Parte

de la explotación de crudo de las em-presas privadas que les correspondía en cumplimiento con los contratos de parti-cipación.

• Campos marginales (empresas privadas): Parte de la explotación de crudo de las empresas a cargo de campos marginales que les correspondía en cumplimiento con los contratos de participación.

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GRÁFICO 11: EVOLUCIÓN MENSUAL Y PRECIOS DE BARRILES EXPORTADOS DE CRUDO DURANTE EL AÑO 2011 (MILLONES DE BARRILES Y DÓLARES POR BARRIL)

REGISTRO DE EXPORTACIONES (MILLONES DE BARRILES)2010 2011

ConceptoMillones de barriles exportados

ConceptoMillonesde barriles exportados

EP Petroecuador* 54,37 EP Petroecuador* 49,65Petroamazonas EP 18,32 Petroamazonas EP 23,43Participación del Estado 15,13 Estado Novena Ronda I Renegociación 27,74

Campos marginales (Estado) 3,04 Pago tarifa compañías. Novena Ronda I renegociación 14,05

Prestación de servicios 3,69 Estado Novena Ronda II Renegociación 4,78

Participación compañías privadas 27,07 Pago tarifa compañías. Novena Ronda

II renegociación 1,67

Campos marginales(Compañías. privadas) 2,94 Compañías. privadas - saldos contrato

anterior 0,12

Campos marginales - saldos contrato anterior 0,29

TOTAL 124,54 TOTAL 121,73

TABLA 2: COMPARACIÓN ENTRE EL REGISTRO DE LAS EXPORTACIONES PETROLERAS DE LOS AÑOS 2010 Y 2011

* Incluye cuenta de Regalías y de servicios específicos (en la que se encuentra Río Napo).

80

60

40

20

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2

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12100

0

MILLONES DE BARRILESDÓLARES POR BARRIL

ENERO FEBRERO MARZO JULIOABRIL AGOSTOMAYO SEPTIEMBREJUNIO OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE

REGALÍASDIRECTAS

SECRETARÍA DEHIDROCARBUROS

PRECIO PROMEDIO

COMPAÑÍAS PRIVADAS

Lupa Fiscal

10

Por otro lado, las cuentas para el 2011 cambiaron a:

• Petroecuador: Barriles exportados pro-venientes de campos operados por EP Petroecuador, alianzas operativas, ser-vicios específicos, regalías, prestación de servicios (empresa Agip del contrato anterior) y la participación del Estado en parte de la producción de varias em-presas privadas y de campos marginales durante los tres primeros meses.

• Petroamazonas: Barriles exportados pro-venientes de campos operados por Pe-troamazonas EP.

• Estado Novena Ronda I Renegociación: Crudo que le corresponde al Estado pro-veniente de la explotación de las em-presas privadas que suscribieron sus contratos de prestación de servicios el 23 de noviembre de 2011.

• Pago tarifa compañías Novena Ronda I Renegociación: Pago de la tarifa que realizó en barriles la Secretaría de Hidro-carburos a las empresas privadas que suscribieron sus contratos de prestación de servicios el 23 de noviembre de 2011.

• Estado Novena Ronda II Renegociación: Crudo que le corresponde al Estado pro-veniente de la explotación de las empre-sas a cargo de campos marginales que suscribieron sus contratos de prestación de servicios el 23 de enero de 2012.

• Pago tarifa compañías Novena Ronda II Renegociación: Pago de la tarifa que realizó en barriles la Secretaría de Hi-drocarburos a las empresas a cargo de campos marginales que suscribieron sus contratos de prestación de servicios el 23 de enero de 2012.

• Compañías privadas y campos margina-les - saldos contrato anterior: Liquida-ción de saldos correspondientes a con-tratos de participación que mantenían las empresas privadas y a cargo de cam-pos marginales.

En resumen, el principal cambio que se dio fue la inclusión de la Secretaría de Hidro-carburos como entidad a cargo del pago de la tarifa y del registro de las exportacio-nes provenientes de crudo producido por empresas privadas y a cargo de campos marginales. Otro cambio importante a raíz de la renegociación, es que las empresas

privadas ya no realizan exportaciones di-rectamente, sino que es la Secretaría de Hidrocarburos la que “les paga por sus servicios” con una tarifa por barril extraí-do, pago que se hace en barriles. Por esto, se observa en la Tabla 2 un importante au-mento en las exportaciones de crudo del Estado durante el año 2011 (55 millones de barriles) respecto a 2010 (47 millones).

Respecto a la exportación de derivados, el Gráfico 12 presenta la evolución de sus exportaciones durante el año 2011 inclu-yendo el precio por barril. Casi la totalidad de los derivados exportados (11,5 millones de barriles) correspondieron a fuel oil # 6 (10,6 millones de barriles - 94% del total exportado). Entre el 6% restante de deri-vados exportados se encuentran la nafta de bajo octano, SLOP y fuel oil # 4. Debido a esto, además de la inestabilidad en el funcionamiento de la Refinaría de Esme-raldas, las exportaciones presentaron un comportamiento irregular como se mues-tra en Gráfico 12. Se observa también, que el precio de exportación de derivados mantuvo un promedio de 95,3 dólares por barril exportado durante el año 2011 sien-do menor este precio para los meses de enero y febrero.

GRÁFICO 12: EVOLUCIÓN MENSUAL DE BARRILES EXPORTADOS DE DERIVADOS Y PRECIO PROMEDIO DURANTE 2011

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BARRILES PRECIO POR BARRIL

ENERO FEBRERO MARZO JULIOABRIL AGOSTOMAYO SEPTIEMBREJUNIO OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE

DERIVADOS EXPORTADOS

VALOR UNITARIO POR BARRIL

Lupa Fiscal

11

Los ingresos de la actividad petrolera en el Ecuador provienen de distintas fuentes. La industria mantiene estrecha relación con la economía nacional porque gene-ra ingresos directos y además indirectos, principalmente por los encadenamientos que produce. Las entidades públicas que llevan las cuentas y estadísticas petroleras presentan información dispersa sobre in-gresos petroleros. Incluso se pudiese pen-sar que estos están infravalorados.

La siguiente sección contiene una aproxi-mación sobre los ingresos que generó la industria petrolera en el Ecuador en 2011. Previo a presentar estas cifras, resulta ne-cesario analizar la Ley Reformatoria a la Ley de Hidrocarburos en lo que refiere al nuevo esquema contractual del sector petrolero, dado que cambió la manera en que se generan y registran los ingresos petroleros. Asimismo, se presenta un aná-lisis del registro de la información sobre los ingresos petroleros en el Presupuesto General del Estado (PGE). Finalmente, se analizará las implicaciones de dicha refor-ma hidrocarburífera en cuanto al registro y reporte de la información.

REFORMA A LA LEYDE HIDROCARBUROS

El 24 de junio de 2010, el presidente de la República, Rafael Correa Delgado, envió a la Asamblea Nacional el proyecto de “Re-formatoria a la Ley de Hidrocarburos y a la Ley de Régimen Tributario Interno” con calidad de urgente en materia económica2. Un mes más tarde (27 de julio de 2010), este proyecto de ley entró en vigencia por ministerio de la ley. De esta forma, la Ley Reformatoria establece como primordial la necesidad de “introducir disposiciones que permitan impulsar la actividad hidro-carburífera, incrementando los niveles de producción de los campos petroleros, den-tro de un esquema contractual de presta-ción de servicios, que devuelva la titula-ridad del total de la producción nacional a favor del Estado”. En este sentido, las principales reformas contenidas en la ley se presentan en la Tabla 3.

El 29 de noviembre de 2010 entró en vi-gencia el Reglamento de Aplicación de la Ley Reformatoria a la Ley de Hidrocarbu-ros. Ambos cuerpos fueron la base para

la restructuración institucional del sec-tor y además se produjeron cambios en la generación y distribución de ingresos petroleros, principalmente por el nuevo esquema contractual y de repartición de utilidades. Así, en octubre de 2012, el Mi-nisterio de Recursos Naturales no Reno-vables entregó a las compañías la versión definitiva del modelo de contrato después de un año de negociaciones caracteriza-das principalmente por discusiones en cuanto al su marco jurídico y la rigidez de la tarifa.

Como se muestra en la Tabla 4, resulta-do de las negociaciones y cumpliendo el plazo dispuesto en la ley reformatoria, el 23 de noviembre de 2010, la Secretaría de Hidrocarburos celebró la firma de ocho contratos de prestación se servicios con cinco empresas. Respecto a los campos marginales, el 23 de enero de 2011, día en el cual culminaba el plazo para la renego-ciación, la Secretaría de Hidrocarburos ce-lebró siete contratos con cinco empresas y tres decidieron no renegociar su contrato, sobre todo por disconformidad con las ta-rifas propuestas.

2 Según el artículo 140 de la Constitución, el presidente de la República tiene la facultad de enviar a la Asamblea Nacional proyectos de ley calificados como urgentes en materia económica, los cuales deben ser aprobarlos, modificados o negados dentro de un plazo máximo de treinta días a partir de su recepción. De no existir respuesta por la Asamblea, el presidente de la República lo promulgará como decreto-ley y ordenará su publicación en el Registro Oficial (artículo 140 de la Constitución).

ASPECTO DESCRIPCIÓN REFERENCIA

Política dehidrocarburos

Se estableció que la formulación de la política de hidrocarburos le corresponde de manera exclusiva a la Función Ejecutiva del Estado, mediante el Ministerio del Ramo y la Secretaría de Hidrocarburos.

Artículo 6 de laLey Reformatoria

Creaciónde la ARCH

Se creó la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero (ARCH) con la función de regular, controlar y fiscalizar las actividades técnicas y operacionales en las diferentes fases de la industria hidrocarburífera, que realicen empresas públicas, privadas, mixtas, entre otras.

Artículo 11

Creación de laSecretaría deHidrocarburos

Se crea la Secretaría de Hidrocarburos como entidad a cargo de administrar la gestión de los recursos natu-rales no renovables hidrocarburíferos, además de ejecutar las actividades de suscripción, administración, y modificación de las áreas y contratos petroleros.

Artículo 6-A

Contratos deprestación deservicios

Se los define como aquellos en que personas jurídicas nacionales o extranjeras, tienen obligaciones con la Secretaría de Hidrocarburos a realizar, con sus propios recursos económicos, servicios de exploración o explotación hidrocarburífera, invirtiendo el capital y utilizando los equipos, maquinaria y la tecnología nece-sarios para el cumplimiento de los servicios contratados. A cambio de este servicio, reciben como pago una tarifa única por barril extraído (por la importancia que implica este esquema contractual para los cambios del sector, se profundiza al respecto más adelante).

Artículo 16

Participaciónen utilidadeslaborales

Cambió la manera en que se reparten las utilidades de los trabajadores de las empresas privadas petroleras. La ley estableció que los trabajadores vinculados a la actividad hidrocarburífera recibirán el 3% del porcen-taje de utilidades y el 12% restante será pagado al Estado.

Artículo 94

Cambios decontrato deempresasprivadas

Se estableció la obligatoriedad de que los contratos de participación y prestación de servicios para activi-dades de exploración y explotación de hidrocarburos suscritos en el país, sean modificados para adoptar el modelo reformado de prestación de servicios en un plazo de máximo 120 días. Asimismo, se estableció el plazo de hasta 180 días para empresas que mantenían contratos bajo otras modalidades incluidos las que operaban campos marginales.

Disposicióntransitoria primera

TABLA 3: PRINCIPALES CAMBIOS INTRODUCIDOS POR LA REFORMATORIA A LA LEY DE HIDROCARBUROS EN 2010

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SECCIÓN 2: CONFORMACIÓN DE LOS INGRESOS PETROLEROS

Lupa Fiscal

12

NUEVO MODELO CONTRACTUAL DE PRESTACIÓN DE SERVICIOS

De acuerdo a la normativa vigente, un con-trato de prestación de servicios entre el Estado y una empresa privada petrolera es un instrumento que genera obligaciones a una persona jurídica con el Estado para que lleve a cabo labores de exploración o explotación hidrocarburífera con sus pro-pios recursos económicos, invirtiendo el capital y utilizando los equipos, maquina-ria y la tecnología necesarios. Es decir, la empresa asume el riesgo de la exploración y explotación. A cambio de este servicio, la empresa recibe como pago una tarifa única por cada barril extraído.

La tarifa se refiere al valor que se paga a la contratista, en dólares, por cada barril de petróleo crudo neto producido y en-tregado por la empresa contratista en el Centro de Fiscalización y Entrega. La tarifa no fluctúa en función del precio del pe-tróleo y no se recalcula año a año, pero sí se ajusta conforme a la inflación de la industria petrolera, en la parte relaciona-da con el mantenimiento de materiales e insumos que son los que constituyen los costos variables.

Existen dos tipos diferenciados de tarifa cuya formulación responde a dos escena-rios contractuales distintos. Una que sirve para apuntalar la operación de campos en los que ya se producía (al momento de la firma del contrato en noviembre de 2011), y otra, orientada a promover nuevas inversio-nes que financien planes de exploración y prospección en campos aún no explotados (para las empresas que obtengan licitacio-nes como resultado de las rondas X y XI).

La tarifa para cada empresa que decidió permanecer en el país fue fijada según los siguientes criterios:

• Actividades e inversiones estimadas: Al momento de la renegociación, varias empresas habían realizado inversiones significativas y planeaban realizar nue-vas inversiones en el futuro.

• Costos operativos y gastos en los que incurre: Además de que cada empresa mantiene costos operativos distintos, también lo son los gastos para extraer el crudo. Es así que, para extraer el crudo de los campos en los que opera, ciertas empresas incurren en mayores esfuerzos y técnicas que otras por factores como la profundidad del crudo, el nivel de las reservas, el tipo de crudo, entre otros.

• Riesgo que asume el Estado: Por la natu-raleza de esta modalidad contractual, el Estado debe asumir el riesgo que implica

cubrir una tarifa determinada (por ejem-plo, 41 dólares por barril) con la volati-lidad del precio del petróleo. Es decir, si el precio del petróleo es de 30 dólares por barril, el Estado debe asumir la di-ferencia.

Estos conceptos fueron ponderados y se obtuvo una tarifa promedio para cada em-presa. En la Tabla 5 se puede observar las inversiones estimadas por las empresas durante su período de operaciones.

De igual manera, el contrato de prestación de servicios en Ecuador incluye el concepto de “ingreso disponible”, y no solo el de “margen de soberanía”. Ambos son concep-tos que se aplican para la modalidad de pago de la tarifa, la cual se observa en el Gráfico 13 y se desarrolla a continuación.

CONTRATO DE PRESTACIÓN DE SERVICIOS: CINCO EMPRESAS

CONTRATO DE PRESTACIÓN DE SERVICIOSDE CAMPOS MARGINALES: CINCO EMPRESAS

NO RENEGOCIARON SU CONTRATO:SIETE EMPRESAS

• AGIP OIL ECUADOR B.V. (Italia, Bloque 10).• ENAP SIPETROL S.A. (Chile, bloques MDC y

PBHI).• ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD. (China,

bloque Tarapoa).• PETROORIENTAL (China, bloques 14 y 17).• REPSOL YPF ECUADOR S.A. (España, blo-

ques 16 y Bogi Capirón).

• PETROBELL (Ecuador- Brasil, campos Tigüi-no y Ancón).

• CONSORCIO PEGASO (Ecuador, encargado del campo Pum).

• PETROSUD-PETRORIVA (España-Argentina, campos Palanda y Pindo).

• TECPECUADOR (Ecuador, campo Bermejo).• REPSOL (España, campo Tivacuno).

• PETROBRAS (Brasil, bloque 18 y Campo Unificado Palo Azul).

• CANADÁ GRANDE (Corea del Sur, Bloque 1.• EDC (Estados Unidos, Bloque 3)• CNPC AMAZON (China, Bloque 11).• BELLWEATHER* (Estados Unidos, campo Charapa).• CONSORCIO GRAN COLOMBIA* (Ecuador-Colombia,

campo Armadillo).• PETROLERO AMAZÓNICO* (Venezuela-Ecuador,campos

Pucuna y Singue).

TABLA 4: EMPRESAS PRIVADAS CON CONTRATO DE PRESTACIÓN DE SERVICIOS 2011

*Empresas que explotaban campos marginales.

* Sociedad Internacional Petrolera S.A.

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RNNR

COMPAÑÍA,BLOQUE/CAMPO

TARIFA(DÓLARES/BARRIL)

INVERSIONES TOTALES(MILLONES DE DÓLARES)

PROMEDIO DIARIO DEPRODUCCIÓN PRIMERSEMESTRE 2011 (BARRILES)

ANDES PETROLEUM, Tarapoa 35,00 425 35 945PETROORIENTAL, Bloque 14 41,00 187

12 763PETROORIENTAL, Bloque 17 41,00 112AGIP, Bloque 10 35,00 119 16 548REPSOL, Bloque 16 35,95 291

47 663REPSOL, Tivacuno 27,25 23ENAP*, MDC 16,72 59

12 710ENAP*, PBH 20,77 12PETROBELL, Tiguino 29,60 15 4 081PETROBELL, Ancón 58,00 14 - CONSORCIO PEGASO, Puma 21,10 21 1 192PETROSUD, Palanda 31,90 45

7 356PETROSUD, Pindo 28,50 46TECPECUADOR, Bermejo 24,00 16 4 077TOTAL 32,12 1 385 -

TABLA 5: TARIFA RESULTANTE DE LA RENEGOCIACIÓN DE LOS CONTRATOS PETROLEROS

Lupa Fiscal

13

GRÁFICO 13: MODALIDAD DE PAGO DE LA TARIFA

Modalidad de pago de la tarifa

Según el modelo contractual de presta-ción de servicios, la tarifa se cancela a cada empresa toda vez que se hayan rea-lizado una serie de descuentos y pagos al valor bruto que se recibe por cada barril vendido. En este sentido, antes de pagar la tarifa, se sigue el procedimiento obser-vado en el Gráfico 13, cuyos componentes son:

• Ingreso bruto del contrato: Este valor en dólares resulta luego de multiplicar la producción fiscalizada y entregada por la contratista, por el precio promedio mensual. En caso en que el petróleo crudo se destine para consumo interno, será valorado de igual manera mediante el precio promedio mensual.

• Margen de soberanía: Es el 25% de los ingresos brutos provenientes de la producción correspondiente al área del contrato que el Estado ecuatoriano se reserva.

• Costos de transporte del Estado: Son costos en los que incurre el Estado para el transporte por los ductos principales del petróleo crudo producido en el área del contrato; desde los centros de fisca-lización y entrega, hasta las terminales de exportación o centros de industriali-zación en el Ecuador.

• Costos de comercialización del Estado: Son los costos que representan para el Estado la comercializacion del petróleo crudo, tanto en el mercado interno como en el externo, incluyendo los egresos que se originan por el almacenamiento y otras operaciones que se requieren en la comercialización.

• Impuestos aplicables: Se refiere a los tri-butos establecidos en la codificación de la Ley del Fondo para el Ecodesarrollo Regional Amazónico y la Ley de Creación de Rentas Sustitutivas para las provin-cias de Napo, Esmeraldas y Sucumbíos.

• Ingreso disponible: Es el valor en dó-lares que resulta de la diferencia entre el ingreso bruto del contrato y la suma del margen de soberanía, los costos de transporte del Estado, los costos de co-mercialización y los impuestos (de ser aplicables).

En este sentido, el ingreso disponible se refiere al valor mediante el cual se ejecuta el pago de la tarifa a cada empresa. Como se observó en los conceptos previamente analizados, este valor se obtiene tras una serie de deducciones al valor bruto al que se vende un barril de petróleo. Es decir, del valor en dólares que se obtiene por vender un barril de petróleo, primero se realizan una serie de descuentos y pagos y al final, si el remanente lo permite (ingreso disponi-ble), se paga la tarifa a las empresas (Grá-fico 13). Con esta modalidad y cuando el precio del petróleo se mantiene en niveles bajos, se busca que el Estado se asegure el 25% del valor de venta de cada barril, y un remanente para pagar los costos de transporte y comercialización. También se quiere garantizar que los impuestos sean aplicables antes del pago de la la tarifa a las empresas. Asimismo, se pretende que el Estado sea el único beneficiario de incre-mentos en el precio del petróleo (Ministerio de Recursos Naturales no Renovables).

En el Recuadro 2, se analizan tres escena-rios distintos que, además de mostrar de forma numérica la modalidad de pago de la tarifa, demuestran la manera en que el

Estado pagaría la tarifa a las empresas pri-vadas en caso de mantenerse tres niveles distintos de precios del petróleo.

Empresas privadas

En lo que respecta a este sector, hubo los siguientes cambios a raíz de la renegocia-ción contractual:

• Pago del impuesto a la renta: Se reduce del 44 al 25% el valor del gravamen de las empresas que renegociaron sus con-tratos. En el caso de sociedades consti-tuidas en Ecuador que suscriban nuevos contratos, la tasa de impuesto a la renta aplicable será del 22%, según el artículo 37 de la Ley Orgánica de Régimen Tribu-tario Interno y la disposición transitoria 2.6 del Código Orgánico de la Produc-ción, Comercio e Inversiones.

• Pago de otros impuestos: La empresa ya no paga los tributos establecidos en la codificación de la Ley del Fondo para el Ecodesarrollo Regional Amazónico y la Ley de Creación de Rentas Sustitutivas para las provincias de Napo, Esmeraldas y Sucumbíos. Es el Estado el que realiza estos pagos.

• Pago de impuestos extraordinarios: De-bido a que ya no se manejan contratos de participación, este impuesto se elimi-na y el Estado es el único beneficiario del incremento del precio del petróleo.

• Pago por transporte: La empresa ya no realiza el pago por la utilización del OCP.

• Pago de participación laboral de las utili-dades: Pese a que el porcentaje se man-tiene (15%), la empresa ahora paga el 3% a los trabajadores y el 12% al Estado.

Fuente: Modelo contractual petrolero - Secretaría de Hidrocarburos

INGRESO BRUTODEL CONTRATO

25% MARGENDE SOBERANÍA

COSTOS DE TRANSPORTEY COMERCIALIZACIÓN

IMPUESTOS(de ser aplicables)

INGRESODISPONIBLE

EMPRESAS

Lupa Fiscal

14

Con la finalidad de ilustrar la modalidad del pago de la tarifa y sus implicaciones, se expone a continuación la Tabla 6, la cual contiene tres escenarios con valores hipotéticos sobre el pago de la tarifa que se realizaría a la empresa Petrooriental (tarifa de 41 dólares por barril) a diferen-tes niveles de precio del petróleo.

ESCENARIO 1

Se refiere a un precio del petróleo de 100 dólares por barril. Como se observa en la Tabla 6, el ingreso bruto del contrato por un barril extraído es 100 dólares. De este valor, el Estado se reserva 25 dólares como margen de soberanía. Suponiendo que el Estado paga 2,5 dólares por con-cepto de costos de transporte y comercia-lización del barril y 2,5 dólares por con-cepto de impuestos, el ingreso disponible de este escenario es de 70 dólares (100 - 25 - 2,5 - 2,5). De los 70 dólares se can-cela el valor de 41 dólares a la empresa Petrooriental por concepto de tarifa por barril extraído siendo 29 dólares el saldo del ingreso disponible. En este caso, los ingresos para el Estado por este barril de petróleo fueron de 54 dólares (25 dólares de margen de soberanía + 29 dólares de saldo del ingreso disponible).

ESCENARIO 2

Se refiere a un precio de 70 dólares por barril. Como se observa en la Tabla 6, el ingreso bruto del contrato por un barril extraído en, este caso es, de 70 dólares. De este valor, el Estado se reserva 17,5 dólares como margen de soberanía. Al igual que el Escenario 1, se supone que el Estado paga 5 dólares por concepto de costos de transporte y comercialización e impuestos, siendo el ingreso disponible de este escenario de 47,5 dólares (70 - 17,5 - 2,5 - 2,5). De este valor se cance-

lan 41 dólares a la empresa Petrooriental por concepto de tarifa por barril extraído siendo el saldo del ingreso disponible 6,5 dólares. Los ingresos por este barril de petróleo para el Estado en este caso fue-ron de 24 dólares (17,5 dólares de margen de soberanía + 6,5 dólares de saldo del ingreso disponible).

ESCENARIO 3

Se refiere a un precio del petróleo de 50 dólares por barril, siendo 100 dólares el ingreso bruto del contrato por un barril extraído (Tabla 6). Al igual que los esce-narios previos se supone que el Estado paga 5 dólares por concepto de costos de transporte y comercialización e impues-tos. El ingreso disponible de este esce-nario es de 32,5 dólares (50 - 12,5 - 2,5 - 2,5). En este escenario, al ser 41 dólares, la tarifa de la empresa Petrooriental, el ingreso disponible no es suficiente para cancelar la totalidad de la tarifa. Los in-gresos por este barril de petróleo para el Estado en este caso fueron tan solo los 12,5$ del margen de soberanía.

De los tres escenarios analizados, se pue-de concluir que si el precio del petróleo es elevado, el Estado recibe mayores in-gresos y es el único beneficiario de su in-cremento. Sin embargo, si el precio man-

tiene niveles bajos, el Estado se asegura un valor por barril extraído por concepto de margen de soberanía (además de pa-gar primero los costos de transporte, co-mercialización e impuestos), pero no está en la capacidad de cubrir con la totalidad de la tarifa de la empresa. Respecto a este posible escenario, el Estado incorpo-ró en el modelo contractual una “cláusula de acumulación”, que lo protege ante un escenario de precios bajos del petróleo sostenidos. La cláusula establece:

“En caso que el ingreso disponible no sea suficiente para cubrir el pago de la tarifa, el saldo faltante mensual se acumulará durante el mes o año fiscal pertinente. La diferencia entre los montos pagados por concepto de las tarifas y el ingreso dispo-nible del mismo mes o año fiscal se tras-ladará al siguiente mes o año fiscal, sin intereses, y en caso de que no hubiese podido ser cubierto durante el respectivo o subsiguientes mes o año fiscal, se acu-mulará sucesivamente durante el plazo del contrato. Cualquier diferencia trasla-dada originada por insuficiencia del ingre-so disponible que no haya sido pagada por la Secretaría a la terminación del con-trato, se extinguirá y no será pagada a la contratista, quedando la Secretaría libera-da de esta obligación” (Contrato suscrito entre Repsol YPF y el Estado ecuatoriano).

Es decir, si se da el tercer escenario, los 8,5 dólares que faltan para cubrir la tarifa se acumulan hasta que los precios del petró-leo se recuperen y toda deuda acumulada se pueda cubrir. De persistir precios bajos del petróleo hasta el fin del contrato, el Estado queda libre de cualquier deuda que haya acumulado hasta entonces por falta de ingreso disponible para cubrir la tari-fa. Finalmente, se concluye que la figura de “margen de soberanía” se creó para un eventual escenario de precios bajos pues-to que el Estado se asegura el 25% de los ingresos por barril extraído.

EscenarioIngreso bruto del contrato

25% de margen de soberanía

Costos de transporte y comercialización*

Impuestos aplicables*

Ingreso disponible

TarifaSaldo ingreso

disponibleTotal ingresos

Estado1 100 25 2,5 2,5 70 41 29 542 70 17,5 2,5 2,5 47,5 41 6,5 243 50 12,5 2,5 2,5 32,5 41 -8,5 12,5

TABLA 6: ESCENARIOS PARA EL PAGO DE LA TARIFA POR UN BARRIL DE PETRÓLEO EXTRAÍDO (CIFRAS HIPOTÉTICAS EN DÓLARES)

*Estos valores se utilizan sólo para efectos del ejemplo, no presentan relación alguna con los costos reales de la empresa.

RECUADRO 2

EJEMPLO DEL PROCESO DE PAGO DE LA TARIFA

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De persistir precios bajosdel petróleo hasta el fin del

contrato, el Estado queda libre de cualquier deuda que haya

acumulado hasta entonces por falta de ingreso disponible

para cubrir la tarifa.

Lupa Fiscal

15

INGRESOS PETROLEROS DURANTE EL AÑO 2011

Una vez analizada la reforma a la Ley de Hidrocarburos y la nueva modalidad con-tractual sobre la que se rigen las empre-sas privadas, a continuación se repasa la generación de ingresos por parte de la in-dustria petrolera nacional durante el año 2011, con la finalidad de analizar las impli-caciones que tuvieron ambos instrumen-tos en la generación y registro de ingresos petroleros.

Los ingresos petroleros en Ecuador pro-vienen de distintas fuentes, siendo la principal la exportación de crudo y deriva-dos. Además de este rubro existen ingre-sos que no se registran como petroleros, pero que provienen de esta actividad, como son: Las ganancias extraordinarias, el fondo para el Ecodesarrollo Regional Amazónico, rentas sustitutivas, utilidades de las empresas privadas que se revier-ten al Estado, impuestos generados por la industria, entre los más importantes.

Enseguida, se detalla la conformación de estos ingresos durante el año 2011 en los tres grupos: exportación de crudo y derivados, impuestos recaudados y otras imposiciones.

Exportación de crudo y derivados

Durante el año 2011 los ingresos por concepto de exportación de crudo y de-rivados ascendieron a 11 413 millones de dólares, cifra superior en un 53% a la que se reportó en 2010 (Gráfico 14). Este con-siderable incremento se debe al aumento en las exportaciones directas realizadas por Petroecuador como consecuencia de la renegociación de los contratos. De los 11 413 millones de dólares que se obtu-vieron por concepto de exportaciones de Petroecuador, 10 311 corresponden a ex-portación de crudo. La cifra se divide en exportaciones directas (8 828) y regalías3 (1 102). Como se analizó en la sección previa, las exportaciones directas están compuestas por exportaciones del crudo

proveniente de campos operados por Pe-troecuador y Petroamazonas, y además, por las exportaciones que realiza la Se-cretaría de Hidrocarburos del crudo pro-veniente de los campos operados por empresas privadas.

Por otro lado, las exportaciones de deri-vados (a cargo de Petroecuador) se incre-mentaron en un 55% respecto al año 2010, principalmente debido a una cantidad me-nor de paros operativos de la Refinería de Esmeraldas durante el año 2011. En el Gráfico 14, se observa que los ingresos ge-nerados por exportaciones de crudo y deri-vados mantienen una participación similar durante los últimos años respecto al total de ingresos por exportaciones petroleras. En 2011, la participación de las exporta-ciones de crudo respecto al total fue del 90,3% y de las exportaciones de derivados del 9,7%. Es decir, de 100 dólares que se generaron por concepto de exportaciones petroleras, 90 dólares correspondieron a exportaciones de crudo y 10 a exportacio-nes de derivados.

3 La cuenta de regalías se compone de las subcuentas: regalías de Petroecuador, alianzas operativas, contratos de participación, campos marginales y regalías de Petroamazonas.

4 Según su clasificación, esta cuenta incluye: extracción de petróleo crudo, minerales bituminosos (productos naturales) que incluyen los procesos de decantación, desalación, deshidratación y estabilización del petróleo crudo, eliminación de fracciones muy livianas y otros procesos menos importantes, siempre que no alteren las propiedades fundamentales del producto. Además, comprende la explotación de depósitos de arenas alquitranadas o esquistos bituminosos, la licuefacción y regasificación del gas natural para facilitar su transporte y producción de hidrocarburos líquidos a partir de gases de petróleo y de yacimientos de gas y la producción de hidrocarburos crudos en estado gaseoso (Servicio de Rentas Internas).

GRÁFICO 14: INGRESOS POR EXPORTACIÓN DE CRUDO Y DERIVADOS DE PETROECUADOR DURANTE EL PERÍODO 2008 - 2011 (MILLONES DE DÓLARES FOB Y % DE PARTICIPACIÓN)

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del

Ecu

ador

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troe

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or

2008 2009 2010 20110

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

MILLONES DE DÓLARES FOB

84,9% 86,9%

15,1%

13,1%

90,4%

9,6%

90,3%

9,7%CRUDO DERIVADOS

Lupa Fiscal

16

Impuestos recaudados

Durante el año 2011 la recaudación total del sector petrolero ascendió a 837 millo-nes de dólares, es decir, 4% mayor a la recaudación de 2010. De estos, la mayor parte (76% - 639,82 millones de dólares) correspondió directamente a la actividad de extracción de petróleo crudo y gas4. Fi-nalmente, el 22% (185,1 millones) de la recaudación total correspondió a los ser-vicios relacionados con la extracción de petróleo y gas, y, tan solo el 2% (12,36 mi-llones) a la fabricación de productos para la refinación de petróleo (ver Gráfico 15).

Así, la recaudación de impuestos prove-nientes del sector petrolero ha reportado importantes incrementos desde el año 2008. En el periodo 2009 a 2010, la recau-dación incrementó en un 46% principal-mente por el cobro en 2010 del impuesto a las ganancias extraordinarias (Gráfico 15 y 16).

Del total de impuestos recaudados prove-nientes de la industria petrolera durante el año 2011, según datos del Servicio de Rentas Internas, la mayor parte provino

del impuesto al valor agregado y del im-puesto a la renta, con un porcentaje de participación sobre el total de 57% (475,5 millones) y 38% (318,87 millones) respec-tivamente (Gráfico 16).

Por otra parte, el 3% (28,46 millones) del total recaudado en 2011 provino del im-puesto a los ingresos extraordinarios, tri-buto que fue creado con la Ley de Equidad Tributaria y que grava a los ingresos obte-nidos por las empresas que han suscrito contratos con el Estado para la explota-ción y exploración de recursos no reno-vables, generados por ventas a precios superiores en comparación a los pactados o previstos en los respectivos contratos. Como se analizó previamente, a raíz de la Ley Reformatoria de la Ley Hidrocarbu-ros, se aplicó una nueva modalidad con-tractual de prestación de servicios, por lo

que en el año 2011, por este impuesto se recaudó únicamente lo correspondiente a los contratos petroleros de participación, marginales y de servicios específicos has-ta cuando estuvieron vigentes. Debido a esto, la recaudación de este tributo es me-nor a la del año 2010.

Respecto al año 2010, la estructura de par-ticipación según tipo de impuesto presen-tó cambios importantes como se observa en el Gráfico 16. Durante el año 2010 la re-caudación y la participación sobre el total del impuesto al valor agregado, el impues-to a la renta y el impuesto a los ingresos extraordinarios fue muy similar (280, 232 y 289 millones respectivamente) (35, 29 y 36% respectivamente). Para el año 2011, se incrementó considerablemente tanto la recaudación como la participación del impuesto al valor agregado (476 millones - 56,8%), aumentó (en menor medida que el IVA) la recaudación y la participación del impuesto a la renta (319 millones - 38,1%), y se redujo significativamente la recau-dación y la participación del impuesto a las ganancias extraordinarias (29 millones - 3,4%), como se puede apreciar en el Grá-fico 16.

GRÁFICO 15: RECAUDACIÓN TRIBUTARIA PETROLERA TOTAL SEGÚN ACTIVIDAD DURANTE EL PERÍODO 2008 - 2011 (PORCENTAJE DE PARTICIPACIÓN)

ACTIVIDADES DE TIPO SERVICIO RELACIONADAS CONLA EXTRACCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS

EXTRACCIÓN DE PETRÓLEO CRUDO Y GAS NATURAL

FABRICACIÓN DE PRODUCTOS DE LA REFINACIÓNDEL PETRÓLEO

Del total recaudado deimpuestos del sector en 2011, el 57% corresponde al IVA y el 38% al impuesto a la renta.

2%

3%

23%

74%

76%

2%

76%

22%22%

2%

25%

73%

Fuente: Servicio de Rentas Internas

TOTAL 2008:486,66 MILLONESDE DÓLARES

TOTAL 2009:550,52 MILLONESDE DÓLARES

TOTAL 2010:806,12 MILLONES

DE DÓLARES

TOTAL 2011:837,24 MILLONES

DE DÓLARES

Lupa Fiscal

17

Otras imposiciones

En este grupo se encuentran incluidos los ingresos que se generan del Fondo de Ecodesarrollo de la Región Amazónica, los ingresos por concepto del 12% de partici-pación laboral en las utilidades de las em-presas 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 sus-titutivas. Los valores de estos rubros se observan en el Gráfico 17.

• Fondo para el Ecodesarrollo Regional Amazónico (Ley 10 y ley 205): Desde su creación en 1992, han existido varias reformas sobre la normativa que regula este fondo, siendo la última la Codifica-ción de la Ley del Fondo para el Ecode-sarrollo Amazónico y de Fortalecimiento de sus Organismos Seccionales, reforma-da 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. Durante el año 2011,

según el Ministerio de Finanzas, se liqui-daron por concepto de este rubro 175,2 millones de dólares (Gráfico 17).

• Utilidades de las empresas petroleras pri-vadas: Tal como se analizó previamente, la Reforma a la Ley de Hidrocarburos de-terminó que el 12% de la participación de trabajadores en las utilidades generadas por las empresas petroleras privadas se destinen a los Gobiernos Autónomos Des-centralizados que se encuentren ubicados en las zonas de explotación establecidas en los contratos a través de proyectos.

GRÁFICO 16: RECAUDACIÓN TRIBUTARIA PETROLERA TOTAL SEGÚN TIPO DE IMPUESTO DURANTE EL PERÍODO 2008 - 2011 (MILLONES DE DÓLARES Y PORCENTAJE DE PARTICIPACIÓN)

GRÁFICO 17: INGRESOS GENERADOS POR OTRAS IMPOSICIONES (MILLONES DE DÓLARES)

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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2008 2009 2010 20110

400

300

200

100

500

600

800

700

900

MILLONES DE DÓLARES

73,4%

26,3%

0,3%

24,6%

0,8%

13,1%

34,7

28,8%

35,8%

0,7%

56,8%

38,1%

3,4%

1,7%

IMPUESTO A LA RENTA

IMPUESTO AL VALOR AGREGADO

IMPUESTO INGRESOS EXTRAORDINARIOS

OTROS

MILLONES DE DÓLARES

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180

FONDO PARA EL ECODESARROLLOREGIONAL AMAZÓNICO

FONDO DE DESARROLLO DE LASPROVINCIAS AMAZÓNICAS

UTILIDADES DE LAS EMPRESASPETROLERAS PRIVADAS

RENTAS SUSTITUTIVAS 3,32

13,2

102,11

175,23

Fuen

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Int

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s

Lupa Fiscal

18

La distribución de estos fondos se encuen-tra normada en la actualidad por el “Re-glamento para la asignación de recursos para proyectos de inversión social y de-sarrollo territorial en las áreas de influen-cia donde se ejecutan actividades de los sectores estratégicos”. Este reglamento regula la repartición del 12% de utilida-des de empresas privadas petroleras y mi-neras, las regalías mineras, los contratos de prestación de servicios mineros y los excedentes de empresas públicas mineras y petroleras. Por concepto de este rubro, durante el año 2011 se recaudaron 102,11 millones de dólares según el Ministerio de Finanzas (Gráfico 17).

• Fondo de Desarrollo de las provincias amazónicas (Ley 1226): Estos ingresos provienen del gravamen por cada servi-cio facturado de empresas a Petroecua-dor o sus filiales en las provincias de la región amazónica. Las empresas extran-jeras pagan 4,5% del total facturado y

las empresas nacionales el 2,5%. Estos valores fueron repartidos equitativa-mente entre los gobiernos seccionales de la región amazónica hasta octubre de 2010, cuando se reformó la ley en el Código de Ordenamiento Territorial, Au-tonomías y Descentralización (COOTAD) estableciendo que sean depositados mensualmente en la Cuenta Única del Tesoro Nacional. Durante el año 2011, se recaudaron 13,20 millones de dólares por concepto de este rubro (Gráfico 17).

• 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.

No obstante, cuando se reformó esta ley en el Código de Ordenamiento Te-rritorial, Autonomías y Descentralización (COOTAD) se estableció que sean depo-sitados en la Cuenta Única del Tesoro Nacional. En el año 2011, se recaudaron 3,32 millones de dólares por concepto de este rubro (Gráfico 17)

En resumen, en el Gráfico 18 se observa que los ingresos petroleros ascenderían a 12 545 millones de dólares tomando en cuenta los ingresos previamente descritos. En este sentido, del total de los ingresos petroleros analizados, las exportaciones directas representan el 70,4%, las regalías el 11,8% y las exportaciones de derivados el 8,8%, siendo el total de exportaciones (directas, regalías y derivados) el 91% de los ingresos petroleros. Finalmente, los impuestos recaudados y el resto de impo-siciones analizadas corresponden al 6,7 y 2,3% respectivamente del total de ingre-sos petroleros.

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.Registro Oficial 222 del 1 de diciembre de 2003.

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.

GRÁFICO 18: INGRESOS PETROLEROS SEGÚN FUENTE DURANTE EL AÑO 2011 (MILLONES DE DÓLARES)

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EXPORTACIONESDIRECTAS

REGALÍAS DERIVADOS IMPUESTOSRECAUDADOS

OTRASIMPOSICIONES

TOTAL0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

14 000

8 828

1 4831 102

837

294

12 545

MILLONES DE DÓLARES

Lupa Fiscal

19

INGRESOS PETROLEROS DEL PRESU-PUESTO GENERAL DEL ESTADO (PGE)

Una vez que se analizaron los ingresos que genera la industria petrolera al país, es necesaria la revisión sobre su regis-tro en el Presupuesto General del Estado (PGE). En este sentido, la Tabla 7 resume los ingresos petroleros efectivos del PGE durante el año 2011. Se puede observar que, además de la participación de cada uno respecto al total, se destaca la impor-tancia de las exportaciones directas de las

empresas públicas dentro de los ingresos petroleros del PGE.

También, se destaca el “margen de sobe-ranía” en el registro de los ingresos y el “saldo de los ingresos disponibles”, rubros que se generan en el proceso de pago de la tarifa revisada previamente (en el Gráfico 13 y el Recuadro 3). Otro punto a resaltar es la inclusión en el PGE de la venta anti-cipada de petróleo como ingreso petrolero, la misma que representa aproximadamente el 10% del total de ingresos. Finalmente,

cabe mencionar que dentro de esta cuenta del PGE solo se contempla como ingresos petroleros provenientes de tributos, al im-puesto a la renta pagado por las empresas privadas de explotación. En este sentido, se deja fuera a otros impuestos genera-dos por la actividad como los analizados previamente en el Gráfico 16. Del mismo modo, tampoco se incluyen los impuestos pagados por las actividades de servicio re-lacionadas a la explotación petrolera y a la refinación de petróleo analizadas en el Gráfico 15.

CONCEPTOS INCLUYE EFECTIVO(MILLONESDE DÓLARES)

PARTICIPACIÓN(%)

Exportaciones directasempresas públicas

• De crudo de EP Petroecuador.• De crudo proveniente de saldos de contratos de participación con empresas privada.• De campos marginales.• Compañías de servicios específicos.• Directas alianzas operativas.

2 628,2 42,7%

Margen de soberanía • Margen de soberanía (Gráfico 13 y Recuadro 3) descontado a barriles producidos por empresas privadas y a cargo de campos marginales.

1 081,5 17,6%

Saldo del ingreso disponible • Saldo del ingreso disponible una vez descontados el margen de soberanía, los impuestos y costos correspondientes además de la tarifa a cada empresa (Gráfico 13 y Recuadro 3).

806,8 13,1%

Venta de bienes y servicios • Exportaciones de derivados de petróleo.• Tarifa del oleoducto de empresas privadas.

535,4 8,7%

De la venta anticipadade petróleo

• Ingresos por concepto de venta anticipada de petróleo 528,9 3,2%

Regalías empresas públicas • Regalías generadas por EP Petroecuador y Petroamazonas EP. 226,4 3,7%

Cuentas por cobrarLey 2006-42

• Participación de excedentes de precios con Andes Petroleum, Perenco y Repsol. 196,8 3,2%

Impuesto a la renta • Impuesto a la renta generado por empresas privadas de explotación petrolera y a cargo de campos marginales.

• Impuesto adicional al SOTE (ley 40).• Impuesto adicional a la exportación empresas privadas.• A la facturación de las empresas nacionales y extrajeras (ley 122).

140,8 2,3%

Otros • Participaciones de capital de los ingresos petroleros.• Participación del Estado en explotación de gas natural.

7,8 0,1%

TOTAL 6 152,6 100%

TABLA 7: REGISTRO DE INGRESOS PETROLEROS EN EL PGE, MONTO Y PORCENTAJE DE PARTICIPACIÓN DURANTE EL AÑO 2011

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Lupa Fiscal

20

FONDO DE ECODESARROLLODE LA REGIÓN AMAZÓNICA

Como se mencionó, el fondo percibió 175,2 millones de dólares en 2011, lo cual representa una recaudación mensual pro-medio de 15 millones. De acuerdo a las leyes 10 y 20 del fondo, la repartición de estos recursos se realiza a los municipios, consejos provinciales, juntas parroquiales y al ECORAE, en los porcentajes que se observan en el Gráfico 19. Asimismo, di-chas leyes establecen destinos de uso específicos en proyectos y programas en distintas áreas sobre tres de los benefi-ciarios, exceptuándose las Juntas Parro-quiales8.

PRESUPUESTO GENERAL DEL ESTADO

En 2011, el PGE9 aprobado por la Asamblea nacional fue de USD 23 950,25 millones. Los ingresos codificados a diciembre 2011 fueron de 26 551 millones de dólares, de los cuales se recaudaron 24 348 millones como ingresos efectivos. Como se observa en el Gráfico 20, el 25% corresponden a ingresos por la comercialización de crudo y derivados, sin considerar los impuestos que estas actividades generan ni la Cuenta de Financiamiento de Derivados Deficitarios (CFDD), que financia la importación de de-rivados y que se nutre de ingresos petrole-ros, la cual registró 2 362 millones; es decir un 10% del PGE.

8 De acuerdo al COOTAD, los Municipios equivalen los Gobiernos Autónomos Descentralizados (GAD) Municipales. Los Consejos Provinciales a los GAD Provinciales y las Juntas Parroquiales a los GAD Parroquiales.

9 Engloba al gobierno central, las entidades descentralizadas y la seguridad social

GRÁFICO 19: ESQUEMA DISTRIBUTIVO DEL FONDO DE ECODESARROLLO Y PROYECTOS QUE FINANCIA

Fuente: Leyes 10 y 20 del Fondo de Ecodesarrollo de la Región Amazónica

LA CFDD es administradapor el Ministerio de Finanzas y registra ingresos petroleros destinados a cubrir laimportación de derivadosde crudo. En 2011 se estimó que los depósitos en la CFDD llegarían, inicialmente,a 4 100 millones de dólares.

SECCIÓN 3: DISTRIBUCIÓN DE LOS INGRESOS PETROLEROS

Municipios

Concejos Provinciales

Ecorae

Parroquias

FONDO DEECODESARROLLO

58%

28%

9%

5%2011USD 175 millones

Ambulancias aéreas Desarrollo productivo Salud

Agua potable Desarrollo ambiental Transporte aéreo

Alcantarillado sanitario Educación Transporte fluvial

Caminos vecinales Programas agro productos Tratamiento desechos y aguas

CTIA (circunscripciones territoriales indígenas y afroecuatorianas

Regeneración urbana

Lupa Fiscal

21

Cuenta de Financiamiento deDerivados Deficitarios – CFDD

Esta cuenta es administrada por el Minis-terio de Finanzas y registra ingresos pe-troleros destinados a cubrir la importación de derivados de crudo, con la finalidad de garantizar el abastecimiento de combusti-bles en el mercado interno. El gasto de la CFDD se registra en el ítem 530816, que corresponde a la importación de derivados comercializables internamente y se incluye dentro del PGE.

Los recursos de la CFDD provienen de tres fuentes. La primera se refiere a las trans-ferencias de EP Petroecuador, que son saldos de los ingresos por venta de deri-vados (ventas brutas menos costos de pro-ducción), industrialización de derivados de producción nacional, transporte de crudo y cabotaje, comercialización interna y externa de derivados, impuestos y gastos adminis-trativos, aplicados al volumen de derivados comercializados en el mercado interno y externo. La segunda tiene que ver con las transferencias monetarias desde la Cuenta Única del Tesoro Nacional (CUTN) para cu-brir la importación de GLP requerido para suplir el déficit de la demanda doméstica. La última fuente tiene que ver con las trans-ferencias que se realizan de la liquidación de los ingresos por crudo y derivados10.

En 2011 se estimó que los depósitos en la CFDD llegarían, inicialmente, a 4 100 mi-llones de dólares. Sin embargo, a finales de año, se registró un monto codificado de 4 140 millones. Los ingresos efectivos llegaron a 4 005 millones, como se observa en el Gráfico 21 y se hace referencia en el Recuadro 3. De acuerdo al informe de ejecu-ción 2011 del Ministerio de Finanzas, estos cambios se deben a los siguientes factores.

• En marzo se produjo una reducción pre-supuestaria debido a la disminución de derivados por la reprogramación del man-tenimiento de la Refinería de Esmeraldas para 2012 y la reducción del volumen im-portado de diesel para el sector eléctrico.

• En octubre se produjo un incremento presupuestario como resultado de la va-riación en el precio de importación de derivados en lo que iba del año 2011.

• En diciembre se realizó una reducción presupuestaria por conciliación de deu-da de EP Petroecuador a la Fuerza Aérea Ecuatoriana (FAE).

10 Informe de Ejecución presupuestaria 2011, Ministerio de Finanzas.

GRÁFICO 20: INGRESOS DEL PGE 2011 (CIFRAS EN MILLONES DE DÓLARES Y PORCENTAJES)

Tradicionales: mayormente ingresos por impuestos y otros no tributarios, incluye impuestos del sector petrolero. De entidades: Se refiere a los ingresos por autogestión, asistencia técnica y pre-asignaciones de entidades públicas. CFDD: Cuenta de Financiamiento de Derivados Deficitarios, ingresos de la comercialización de crudo.

Venta anticipada de petróleo

4%

Ingresos de capitaly no petroleros0%

Financiamiento (deuda)

15%

CFDD10%

Transferenciascorrientes

10%Del Petróleo y derivados

(sin impuestos)25%

Tradicionales40%

Fuente: Informe de ejecución presupuestaria 2011, Ministerio de Finanzas

GRÁFICO 21: FUENTES Y REGISTRO DE INGRESOS DE LA CFDD 2011

Fuente: Informe Ejecución Presupuestaria 2011, Ministeriode Finanzas.

CFDD

Transferencias deEP Petroecuador

Transferencias dela CUTN

Transferenciaspor exportaciones

INGRESOS CFDD 2011 MONTO(USD MILLONES)

Iniciales 4 100

Incremento (octubre) + 660

Codificados 4 140

Pagado 2 374

Reducción (marzo) -545

Reducción (diciembre) - 75

Efectivos 4 005

Comprometido 1 631

Lupa Fiscal

22

GRÁFICO 22: INGRESOS Y EGRESOS POR COMERCIALIZACIÓN INTERNA DE DERIVADOS IMPORTADOS, 2008 - 2011 (MILLONES DE DÓLARES)

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RECUADRO 3

DIFERENCIAL ENTRE LOS COSTOS DE IMPORTACIÓN Y LOS INGRESOS POR VENTA INTERNA DE DERIVADOS

Egresos del PGE

Para 2011 los gastos presupuestados fue-ron de 23 950 millones de dólares (que in-cluyen la CFDD), finalmente se devengaron 24 749 millones, de los cuales se pagaron 22 926 millones. De acuerdo a la naturale-za del gasto, del presupuesto pagado, se

observa que el 56% se destina a gasto co-rriente, el 16% a gasto de capital y el 18% a inversión, como se observa en el Gráfico 23.

Respecto a la ejecución del valor pagado por sectorial, los sectoriales a los que se destina la mayor cantidad de recursos son: Tesoro Nacional (38%), Educación (16%),

Defensa Nacional (8%) y Asuntos Internos (7%). El primero contiene los gastos de per-sonal y transferencias efectuadas a GAD y otras del sector público, la CFDD y deuda pública. En contraste, los sectoriales que tuvieron la menor cantidad de recursos fue-ron el de Turismo, Legislativo y Comercio Exterior, como se observa en el Gráfico 24.

A propósito de los recursos que se desti-nan para cubrir el déficit de la demanda interna de derivados en la CFDD, la diferen-cia entre el costo de la importación de los mismos y los ingresos por venta interna son registrados por EP Petroecuador. Este diferencial puede aproximarse como el subsidio que cubre el Estado sobre el pre-cio final de los combustibles o derivados.

Como se observa en el Gráfico 22, en 2011 se destinaron 4 408 millones de dólares

para cubrir la importación de derivados.Este valor es casi similar al registrado en la CFDD, pues según las cifras se habrían gastado 3 millones más. Por un lado, el volumen de importación mensual fue en promedio de 3 100 millones, menor en 300 millones de barriles con respecto a 2010.

Por otro lado, el precio promedio de im-portación creció en un 34% con respecto a 2010, registrándose en 116,9 dólares por barril importado. Mientras que el

precio de venta interna de los deriva-dos se registró en un promedio de 38,84 dólares, lo cual es tan solo 2% mayor al precio promedio 2010. De lo anterior, se infiere que el crecimiento del mon-to del diferencial de 2010 a 2011 (ver Gráfico 22) sucede debido al incremen-to del precio de importación y no por las cantidades de consumo, pues estas últimas disminuyeron en un 9% como se explicó en la primera sección de este documento.

2008 2009 2010 20110 20 000

2 000 25 000

-1 000 15 000

-2 000 10 000

-3 000 5 000

4 000 30 000

6 000 35 000

8 000 40 000

10 000 45 000

2 878

987

2 239

1 154

3 586

1 569

4 408

1 458

-2 950

-2 017

-1 085

-1 891

27 859

32 179

41 004

37 435

MILLONES DE DÓLARES MILES DE BARRILESDIFERENCIA ENTRE INGRESOS Y GASTOS

COSTOS DE IMPORTACIÓN INGRESOS POR VENTA INTERNA

VOLUMEN IMPORTACIÓN DE DERIVADOS

Lupa Fiscal

23

GRÁFICO 23: GASTO DEL PGE POR NATURALEZA DE GASTO, 2010 Y 2011 (PORCENTAJES)

GRÁFICO 24: EGRESOS DEL PGE POR SECTORIAL EN 2011 (MILLONES DE DÓLARES)

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10369

1327

742

217

108

59

61

37

1850

1163

358

173

85

208

3568

1308

1499

1112

294

150

62

0 2 000 4 000 6 000 8 000 10 000 12 000MILLONES DE DÓLARES

2010

2011

RECURSOS NATURALES

ADMINISTRATIVO

DESARROLLO URBANO Y VIVIENDA

ASUNTOS DEL EXTERIOR

COMERCIO EXTERIOR, INDUSTRIALIZACIÓN

TURISMO

DEFENSA NACIONAL

BIENESTAR SOCIAL

FINANZAS

LEGISLATIVO

TRABAJO

JURIDICCIONAL

TRANSPARENCIA Y CONTROL SOCIAL

EDUCACIÓN

SALUD

ASUNTOS INTERNOS

TESORO NACIONAL

COMUNICACIONES

AGROPECUARIO

AMBIENTE

ELECTORAL

Aplicaciónfinanciamiento

9%

Aplicaciónfinanciamiento

10%

Corriente59%

Corriente56%

Capital15%

Capital16%

Inversión17%

Inversión18%

TOTAL 2011:22 926 MILLONES DE DÓLARES

TOTAL 2010:19 126 MILLONES DE DÓLARES

Fuente: Inform

e de ejecución presupuestaria 2011, Ministerio de Finanz

as

Lupa Fiscal

24

686

Plan Anual de Inversiones (PAI)

De acuerdo al Código Orgánico de Plani-ficación y Finanzas Públicas, el PAI se re-fiere a la información técnica y financiera de los programas y proyectos de inversión que son priorizados por la SENPLADES. Las inversiones contempladas en este plan al año 2011 inicialmente se presupuesta-ron en 4 691 millones, de los cuales final-mente se devengaron 4 365 millones y se pagaron 4 295 millones.

Respecto a la ejecución en los 21 sectoria-les, aquellos que tienen mayor inversión son el de Comunicaciones (21%), el cual es la ejecución de obras de construcción

GRÁFICO 25: EJECUCIÓN DEL PLAN ANUAL DE INVERSIONES (PAI) POR SECTORIAL EN 2011 (MILLONES DE DÓLARES)

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y mantenimiento vial a nivel nacional, el de Recursos Naturales (19%), se refiere a la ejecución de proyectos eléctricos e hi-droeléctricos, y el de Educación (15%), es la inversión en capacitaciones en docencia y recursos humanos. Los valores nomina-les de los 21 sectoriales se aprecian en el Gráfico 25.

PRESUPUESTOS EP PETROECUADOR Y PETROAMAZONAS EP

En 2011, las empresas públicas petroleras contaron con un presupuesto programado conjunto de 4 526 millones de dólares, del cual el 82% se ejecutó. En primer térmi-

no, EP Petroecuador ejecutó el 75% del presupuesto programado, lo que significa 2 492 millones de dólares. Asimismo, del ejecutado la empresa destina el 45% a in-versión y el 55% a costos y gastos de su actividad. En contraste, Petroamazonas EP ejecutó el 99% del presupuesto inicial, es decir 1 120 millones de dólares. De este rubro, el 69% corresponde a inversión y el 31% restante a costos y gastos de su acti-vidad. La Tabla 8 resume las cifras nomina-les de sus presupuestos y los porcentajes de ejecución.

Respecto a la inversión que realizan las empresas públicas, dado que EP Pe-troecuador está cargo de todas las activi-

RECURSOS NATURALES

ADMINISTRATIVO

DESARROLLO URBANO Y VIVIENDA

ASUNTOS DEL EXTERIOR

COMERCIO EXTERIOR, INDUSTRIALIZACIÓN

TURISMO

DEFENSA NACIONAL

BIENESTAR SOCIAL

FINANZAS

LEGISLATIVO

TRABAJO

JURIDICCIONAL

TRANSPARENCIA Y CONTROL SOCIAL

EDUCACIÓN

SALUD

ASUNTOS INTERNOS

COMUNICACIONES

AGROPECUARIO

AMBIENTE

ELECTORAL

819

398

180

11

8

28

242

287

8

3

48

37

6

657

308

124

906

133

92

0

616

265

192

8

52

13

203

260

4

2

35

9

4

245

288

82

90

79

0

2010

2011

0 200 400 600 800100 300 500 700 900

MILLONES DE DÓLARES

Lupa Fiscal

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EMPRESA PRESUPUESTO PROGRAMADO EJECUTADO EJECUCIÓN PORCENTUAL

EP PetroecuadorInversión 1 618,9 1 122,2 69,3%Costos y Gastos 1 702,7 1 370,1 80,5%Total 3 321,7 2 492,3 75,0%

Petroamazonas EPInversión 828,0 825,0 99,6%Costos y Gastos 376,9 374,6 99,4%Total 1 204,9 1 199,6 99,6%

TOTAL EMPRESAS PÚBLICAS 4 526,6 3 691,9 81,6%

TABLA 8: PRESUPUESTO PROGRAMADO Y EJECUTADO DE EP PETROECUADOR Y PETROAMAZONAS EP 2011 (MILLONES DE DÓLARES)

Fuen

te: EP

Pet

roec

uado

r y

Petroa

maz

onas

EP

dades que implica la cadena de valor de hidrocarburos, su estructura se encuentra organizada por gerencias por cada una de las fases. Adicionalmente, se destinan recursos de inversión a la empresa mixta Río Napo y al proyecto en construcción Re-finería del Pacífico. Finalmente, como se observa en el Gráfico 26, lo rubros más grandes de ejecución de la inversión son para las actividades de exploración y pro-ducción, refinación y Refinería del Pacífico.

Por su parte, Petroamazonas EP solo se dedica a actividades de exploración y ex-plotación, por lo que casi la mitad de los recursos de inversión se destinaron a per-foración (49%) y otra buena parte a facili-dades para el desarrollo de actividades en pozos (30%).

GRÁFICO 26: INVERSIONES REALIZADAS POR EP PETROECUADOR EN 2011 (PORCENTAJES)

En 2011, las empresas públicas petroleras contaroncon un presupuesto programado conjunto de4 526 millones de dólares, del cual se ejecutó el 82%.

Exploración yproducción

37%

Exploración yproducción

27%Otros31%

Río Napo7%

Refinería del Pacífico21%

OperacionesRío Napo11%

Refinación20%

Transporte yalmacenamiento12%

Refinería del Pacífico7%

Transporte y almacenamiento8%

Refinación9%

Gerencia General0%

Seguridad, salud y ambiente1%

Gerencia gas natural0% Seguridad, salud

y ambiente2%

Comercialización1%

Desarrollo organizacional2%

Gas natural4%

Comercialización0%

TOTAL 2011:1 122 MILLONES DE DÓLARES

TOTAL 2010:517 MILLONES DE DÓLARES

Fuente: EP Petroecuador

Lupa Fiscal

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• En 2011, la producción petrolera nacio-nal alcanzó 183 millones de barriles, es decir fue 4% superior respecto al año anterior. De esta forma se mantiene la tendencia de crecimiento de la produc-ción pública, la cual concentró el 70% de la producción total. Esto se explica sobre todo por el inicio de operaciones en nuevos campos y por la salida de empresas privadas a raíz de la renego-ciación de contratos y cuyos bloques pasaron a ser explotados por EP Pe-troecuador y Petroamazonas EP.

• En julio de 2010 entró en vigencia la Ley Reformatoria de la Ley de Hidro-carburos la cual establece el cambio de modalidad contractual de las empresas privadas hacia un modelo de prestación de servicios. En este sentido, se firma-ron ocho contratos con cinco empresas privadas y siete contratos con cinco em-presas a cargo de campos marginales.

Las empresas que decidieron no reno-var su contrato abandonaron el país. Una de las implicaciones de este pro-ceso ha sido el incremento en 2011 de los ingresos públicos por exportaciones que antes correspondían a las empresas privadas, el cual incrementó en un 53% con respecto a 2010.

• Bajo el nuevo esquema contractual de prestación de servicios las empresas reciben una tarifa única por barril ex-traído. Para este pago, el Estado se asegura por medio de la Secretaría de Hidrocarburos, cubrir los costos de transporte, comercialización y ciertos impuestos aplicables, además de reser-var el 25% por concepto de margen de soberanía. Si por precios bajos del pe-tróleo y después de cubrir estos rubros, el Estado aún no puede cubrir la tarifa, la empresa debe esperar a que los pre-cios se recuperen. Esta modalidad de

pago se da como un mecanismo del Estado para asegurarse ante eventuales precios bajos por las implicaciones que tiene manejar la modalidad contractual de prestación de servicios.

• Uno de los principales destinos de los ingresos petroleros dentro del PGE es la Cuenta de Financiamiento de Derivados Deficitarios (CFDD), la cual financia la importación de derivados de petróleo y representa el 10% del total del PGE 2011 (USD 4 000 millones). Asimismo, debe mencionarse que la cantidad de deriva-dos importada disminuyó con respecto al año anterior (de 41 a 37 millones de barriles). Empero, el precio promedio de importación creció de 87 a 117 dólares por barril y el precio de venta interna se mantuvo estático en 38 dólares, esto ilustra las cantidades que son necesa-rias para cubrir el subsidio al precio de estos productos.

CONCLUSIONES

REFERENCIAS

• Arriagada, Genaro (2006). “Petróleo y Gas en América Latina. Un análisis po-lítico y de relaciones internacionales a partir de la política Venezolana

• Banco Central de Ecuador. Boletines es-tadísticos mensuales año 2011. Recupe-rado de www.bce.gob.ec

• El Ciudadano (3 de enero 2012). En 2011, empresas públicas aumentaron la producción de petróleo. www.elciudada-no.gob.ec

• Empresa Mixta Río Napo. Informe de la-bores 2011. Recuperado de http://riona-pocem.com.ec

• EP Petroecuador (2006), Transporte de crudo a través del SOTE-OTA Y OCP

• EP Petroecuador (2012), Informe cifras pe-troleras: periodo (enero-diciembre 2011)

• EP Petroecuador (2012), Informe de

Rendición de Cuentas 2011

• Grupo FARO (2011). El repunte de la mi-nería y los avances de la reforma petro-lera en el Ecuador. Ciudadanía Analiza No. 2. Quito, Ecuador

• La Hora (4 enero de 2012). Empresas públicas aumentaron producción de pe-tróleo en 2011. www.lahora.com.ec

• Ministerio de Finanzas (2011), Informe de Ejecución Presupuestaria 2010

• Ministerio de Finanzas (2012), Informe de Ejecución Presupuestaria 2011

• Petroamazonas EP (2012), Informe de Rendición de Cuentas 2011

• Petroamazonas EP (2012), Informe de rendición de cuentas: periodo (enero-diciembre 2011)

• Reformatoria a la Ley de Hidrocarburos y a la Ley de Régimen Tributario Interno. Registro Oficial 244 del 27 de julio de 2010

• Secretaría de Hidrocarburos (2011). Mo-delo Contractual de Prestación de Servi-cios

• Servicio de Rentas Internas, Estadísticas Multidimensionales

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Los lectores pueden reprodu-cir este documento siempre que se cite la fuente de la siguiente manera: Herrera, J., López, J., & Arias, K. 2012). “El liderazgo de la gestión petrolera regresa al Estado, monitoreo 2011”. Lupa Fiscal No. 4. Quito: 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/es y no repre-senta, necesariamente, la po-sición institucional de Grupo FARO en el tema analizado.

Agradecimientos:

Grupo FARO agradece los co-mentarios y aportes de José Luis Fuentes y Rodrigo Agua-yo que fortalecieron el análi-sis presentado.

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