febrero 2010Informe 2

Nuevos esquemasen política petrolera:Monitoreo dela Industria 2008

Lupa Fiscal

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Nuevos esquemas en política petrolera:Monitoreo de la Industria 2008

CONTENIDO

Introducción 2Principales hitos de la actividad petrolera durante 2008 2Hitos de producción 3Hitos legales contractuales 3Producción de petróleo 5Producción y comercialización de derivados 8Generación de la renta petrolera 11Transferencias por actividades petroleras a los Gobiernos Autónomos Descentralizados 14Fondo para el Ecodesarrollo de la Región Amazónica 14Renta Petrolera y Evolución de los Ingresos y Gastos del Gobierno Central 17Subsidios a los derivados de petróleo 19Transparencia en el sector petrolero 21Conclusiones 23Acrónimos 23

INTRODUCCIÓN

El sector petrolero ecuatoriano es funda-mental para la economía del país, asícomo para las finanzas públicas estatales,tanto del Gobierno Central, como devarios gobiernos autónomos descentrali-zados. Por esto, es importante generarinformación clara y sintetizada sobre lagestión de la industria, que permita a lasy los ecuatorianos conocer cómo se ges-tiona uno de sus patrimonios más impor-tantes. Por esta razón, Grupo FARO, con elapoyo del Revenue Watch Institute, pre-senta este nuevo número de la serie LupaFiscal, cuyo objetivo es mostrar los princi-pales avances y retos de la industria,observados en el año 2008. Para esto seanaliza el sector petrolero desde una pers-pectiva amplia con la evaluación de lasprincipales variables, desde la extracciónde los recursos del subsuelo, hasta laadministración, por parte del Estado, de larenta generada.

El 2008 estuvo marcado por cambios lega-les e institucionales tanto en la gestión delsector petrolero, como en la administraciónde las finanzas públicas. Estas iniciativas,

en general, tuvieron como objetivo princi-pal incrementar el control y la participacióndel Estado en un sector, que a partir de lanueva Constitución, es considerado estra-tégico para el desarrollo del país. Estoscambios observados en 2008 son un pri-mer paso hacia la implementación de unnuevo modelo de gestión del sector que seirá consolidando a medida que se elaboreny aprueben nuevos instrumentos normati-vos e institucionales. Será importante ana-lizar con detenimiento estas propuestas,para promover la inclusión de mecanismosclaros de transparencia que a su vez per-mitan a todas y todos los ciudadanosconocer y participar en las decisiones de unsector crucial para el Ecuador.

PRINCIPALES HITOS DE LA ACTIVIDADPETROLERA DURANTE 2008

En un contexto de crisis económica mun-dial, el ritmo de crecimiento de la demandaen el mercado de energía en general y el delpetróleo en particular, se debilitó paulatina-

mente hasta sufrir una fuerte contracción afinales de 2008, pese a la expansión delconsumo energético en China e India1. Losprecios de los combustibles fósiles (princi-palmente el crudo) experimentaron varia-ciones constantes, lo que refleja una ten-dencia de crecimiento exponencial durantelos primeros meses del año, para luegodecaer en el último trimestre. Además delcomportamiento en los precios determina-dos por los mercados internacionales deenergía, las reformas impulsadas en el sec-tor, entre otros, marcaron gran parte de loshechos que caracterizaron la vida nacionalen materia petrolera.

La política petrolera nacional se fijó comoobjetivos fundamentales la ampliación dela producción y la consolidación de unamayor participación en la renta petroleracon objetivos claros de sostenimiento deuna política fiscal expansiva. Bajo esa pre-misa, los hitos observados durante 2008se clasificaron de la siguiente forma: hitosde producción, hitos legales contractualese hitos ambientales – sociales (Ver Recua-dro 1).

El 2008 estuvo marcado por cambios legales e institucionales con influencia tantosobre la gestión del sector petrolero como en la administración de las finanzas públicas.

Estas reformas se propusieron incrementar el control y la participación del Estadoen un sector tan estratégico para el desarrollo del país como el sector petrolero.

HITOS DE PRODUCCIÓN

La producción petrolera nacional experi-mentó recortes para luego recuperarserelativamente hacia finales de 2008. Laproducción se vio afectada, esencialmen-te, por revisiones en las metas de pro-ducción de Petroproducción, por periódi-cas contracciones en la producción priva-da y por el pedido de reducción de cuotapor parte de la Organización de PaísesExportadores de Petróleo (OPEP) como semuestra en el siguiente análisis de coyun-tura en el año 2008:

• En enero, Petroecuador define ambicio-sas metas de producción anual quealcanzan los 199 mil barriles diarios depetróleo (b.d.p.) y representan un incre-mento del 11% respecto al año 2007, asícomo también en metas de ejecución deprogramas de inversión por alrededor de2.000 millones de dólares. De igualmanera, se profundiza la relación con laOPEP y con el Gobierno Venezolano conla ratificación del acuerdo de intercam-bio de petróleo por combustibles quemantienen ambos países y con el anun-cio formal sobre la constitución de unaempresa mixta encargada del proyectode Refinería del Pacífico en El Aromo,provincia de Manabí.

• A mediados del mes de marzo se produ-ce un atentado en las instalaciones deAgip Oil en el Bloque 10 con repercusio-nes sobre la producción petrolera nacio-nal. Durante mayo, Repsol YPF anunciaeventuales reducciones en su produccióndebido a una escasa ejecución en susplanes de inversión, producto de una“incertidumbre contractual”. Por otrolado, Petroproducción anuncia el decreci-miento en sus metas anuales (4% menosde lo programado en enero) argumen-tando una declinación natural de suspozos y la exploración infructuosa dealgunos de sus campos.

• Entre junio y julio el Ejecutivo hace oficialel recorte en las metas de producción dela estatal petrolera. En septiembre laOPEP anuncia la decisión de contraer suoferta (en 1,5 millones de barriles dia-rios) proporcionalmente entre sus 13 paí-ses miembros. En noviembre, elGobierno Nacional anuncia el respeto yacato a la disposición de recorte de laOPEP, esto pese al aumento en el casti-go por calidad del crudo ecuatoriano. Sinembargo, Petroecuador anuncia endiciembre el cumplimiento de sus metasde producción, mientras que el Ejecutivo

declara en emergencia a la estatal y susfiliales. Paralelamente, la disposición dela OPEP se convierte en un conflicto conAgip Oil pues se ordena la suspensión desu producción en el Bloque 10 hasta quelas negociaciones se reinician en 2009.

HITOS LEGALES CONTRACTUALES

Durante el 2008, el Ejecutivo se proponeampliar la frontera de producción, con elinicio de procesos de concesión en muchospozos petroleros antes inexplotados(sobretodo campos marginales) y revisarsus relaciones con compañías petroleras loque dio paso a rondas de renegociación decontratos de participación en búsqueda decontratos de prestación de servicios2.Además, se aprobó la Ley para laRecuperación del Uso de Fondos Petrolerosy se ampliaron las relaciones estratégicascon Petróleos de Venezuela S. A. (PDVSA).

• Durante la primera parte del año, elGobierno Nacional anuncia nuevas licita-ciones petroleras que permitan unaampliación de la frontera petrolera. Enenero, se instalan oficialmente las rondasde renegociación de contratos petrolerospara modificarlos. En febrero se anuncióel inicio del trámite de anulación del con-trato de Petrobras en los Bloques 18 yPalo Azul, por la concesión del 40% delBloque 18 a la Corporación Teikoku y sin-notificación previa a la autoridad compe-tente. Así mismo, Petroecuador anuncia laposibilidad de terminar, por mutuo acuer-do, el contrato con City Oriente por dis-crepancias en los procesos de renegocia-ción de su contrato en el Bloque 27.

• A lo largo del mes de marzo terminan las

rondas de renegociación de los contratosde explotación con Petro Oriental en losBloques 14 y 17 y se dan a conocer loscontratos para la adjudicación de trescampos marginales (Singue, Pucuna yPuma). En los primeros días del mes deabril la Asamblea Nacional Constituyenteaprueba la denominada Ley Orgánicapara la Recuperación del Uso de losRecursos Petroleros del Estado y Racio-nalización Administrativa de los Procesosde Endeudamiento3 (Ver Recuadro 3) yse constituye oficialmente Petroamazo-nas, filial que a partir de ese momentooperará el Bloque 15.

• Entre junio y julio el Ejecutivo reduce elimpuesto a las ganancias extraordina-rias de 99% a 70% (en consonancia conlo dispuesto en la Ley de EquidadTributaria) y anuncia el inicio del proce-so de terminación del contrato conPerenco en los bloques 7 y 21. En agos-to, Petroproducción asume formalmentela operación del Bloque 28 (CityOriente), firma un acuerdo de operacióntransitoria con Andes Petroleum queasegura una mayor participación en laproducción y renta petrolera y elPresidente de la República anuncia eldesarrollo de proyectos conjuntos (conlas empresas petroleras estatales deVenezuela y Chile) en la faja del Orinocoa través de la empresa mixta Petronado.

• En septiembre, en un contexto de caídaen los precios internacionales del crudo,se presenta la proforma del PresupuestoGeneral del Estado con un precio de 85dólares por barril con el que se estimacubrir el déficit fiscal proyectado coningresos petroleros. En octubre,Petroecuador convoca a una nueva licita-ción de campos marginales (Chanague,Eno – Ron, Ocano Peña Blanca), suscribeun contrato de prestación de servicioscon la canadiense Ivanhoe4 para laexploración y explotación del campoPungarayacu y alcanza un acuerdo tran-sitorio (con vigencia de un año) conPetrobras en la búsqueda de un contra-to de prestación de servicios.

• A lo largo de noviembre, Petroecuadorsuscribe con Repsol YPF un acuerdo desimilares características a los celebra-dos con Andes Petroleum y Petrobras.En diciembre, el precio del crudo ecua-toriano cae hasta alcanzar los 30 dóla-res por barril, lo que compromete seria-mente la sostenibilidad de las finanzaspúblicas en general y del PresupuestoGeneral del Estado (PGE) en particular.

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A lo largo del año,el Ejecutivo se proponeampliar la frontera de

producción estatal, a travésde la concesión de pozos

inexplorados y la revisión delas condiciones contractualescon compañías, en búsquedade una mayor participación

sobre la producciónprivada.

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enero febrero marzo abril mayo junio julio agosto septiembre octutbre noviembre diciembre

enero febrero marzo abril mayo junio julio agosto septiembre octutbre noviembre diciembre

enero febrero marzo abril mayo junio julio agosto septiembre octutbre noviembre diciembre

Petroecuador anunciauna meta de 199 mil bdp

al final del año

Se aprueba la Ley deRecuperación de Fondos

Petroleros Se firma acuerdo transitoriocon Andes Petroleum

Se firma acuerdo transitoriocon Repsol YPF

Rotura en uno de los tramosdel SOTE que afecta

las exportaciones

Se crea Petroamazonaspara operar el Bloque 15

Petroecuador asumela operación del Bloque 27

(City Oriente)

El Gobierno suspendela prodcción de Agip Oil

La OPEP decidecontraer su oferta

Sabotaje a las instaclacionesde Agip Oil en el Bloque 10

Repsol anuncia una reducciónen su producción.

Petroecuador anuncia unajuste en sus metas

El Gobierno solicita ajustesen las proyecciones de

producción de las privadas Petroecuador anunciael cumplimiento de su meta

Se inician la rondasde negociaciones

de contratos

Se anuncia la terminacióndel contrato con City Oriente

Se reduce el impuestoa las ganancias

extraordinarias de 99% a 70%Se firma acuerdo

transitorio con Petrobras yuno de servicios con Ivanhoe

Se crea la VicepresidenciaCorporativa de Gestión

Ambiental, filial dePetroecuador

Se producen derramesen Santa Elena y el

Bloque 16

Se producen derramesen Sucumbíos con

fuertes reclamos de lascomunidades

Petroindustrial suspendelas indemnizaciones a

poblaciones afectadas porderrame de diesel

Proyecto ITT:se propone un canje de deuda

con España

Proyecto ITT:Petroecuador convoca a undoble concurso a petroleras

y ambientalistas

Proyecto ITT:El plazo para no explotar

el Campo se extiendehasta enero de 2009

GRÁFICO 1. PRINCIPALES HITOS PRODUCCIÓN 2008

GRÁFICO 2. PRINCIPALES HITOS LEGALES CONTRACTUALES 2008

GRÁFICO 3. PRINCIPALES HITOS AMBIENTALES Y RELACIONES COMUNITARIAS 2008

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INICIATIVA ITT, UNA MIRADA DISTINTAA LA GENERACIÓN DE INGRESOSDE RECURSOS NO RENOVABLES

El bloque 43, conocido como ITT seencuentra en el límite fronterizo de laregión amazónica con Perú y se componede los campos Ishpingo-Tambococha-Tiputini, de los que proviene su nombre.La mayor parte del bloque se encuentraen el Parque Nacional Yasuní, una reservanatural de bosque tropical, consideradacomo una de las más biodiversas delmundo5 y una reserva étnica por ser hogarde los pueblos nativos en situación deaislamiento voluntario como los Tageri –Taromenani, Huaorani, entre otros6.

En junio de 2007, el Gobierno oficializa suposición de abstenerse a explotar estareserva de petróleo y mantener el crudobajo tierra indefinidamente. Así, medianteel lanzamiento oficial de su proyecto“Modelo Yasuní – ITT”7, se buscó la con-servación intacta de parte de la reserva delParque Nacional Yasuní. La iniciativa centrósus esfuerzos en la obtención de contribu-ciones de la cooperación internacionalpara el fondo Yasuní-ITT y compensar almenos el 50% de lo que se percibiría si seexplotaran cerca de mil millones de barri-les (20% de las reservas petroleras totales)que yacen en el bloque8. La explotacióndel ITT implicaría la producción de aproxi-

madamente 100.000 barriles diarios decrudo extra-pesado, con una utilidad anualmayor a 700 millones de dólares9. Estosingresos serían receptados en un tiempono menor a 5 años, dado que este es eltiempo que requieren los procesos deextracción para proveer del recurso mine-ral otros trece años y posteriormenteingresar en una fase de declinación lossiguiente doce años, terminando así con lafuente de crudo10. La propuesta sostieneque la administración de los recursos serealice a través de un agente externomediante un fideicomiso, entendido comouna cuenta donde el dinero depositado seutilice según ciertas premisas, acordadaspreviamente entre los involucrados para elbeneficio del país. Si el Estado no recibeofertas compensatorias para mantener elcrudo bajo tierra, los campos mencionadosentrarían a licitación.

El objetivo central del proyecto era el defomentar la corresponsabilidad de otrospaíses por el calentamiento global, el res-peto a los pueblos, la dignidad humana yla lucha contra la pérdida, sin posibilidadde retorno, de una biodiversidad en unmodelo alternativo para la economía post-petrolera11. Para ello, el Gobierno mantuvouna comisión de negociación que promo-vió la iniciativa a escala internacional. Enmarzo de 2008 el Gobierno ecuatorianoplanteó al Gobierno español el mecanis-

mo de canje de deuda por la no explota-ción del ITT y en junio del mismo año elproyecto de compensación se presentó alParlamento Alemán, que aprobó unamoción de apoyo a la iniciativa en la quepedía el soporte de su Gobierno. Ambospaíses dispusieron realizar estudios paraobservar la efectividad de la propuesta yen mayo, el directorio de Petroecuadoracordó impulsar su plan de explotaciónmediante el proyecto de extracción delárea norte del ITT (campo Tiputini), paraque en julio Petroecuador aperture undoble concurso a petroleras y ambienta-listas, con lo que puso en marcha unasegunda opción12 (ver Gráfico 3). No obs-tante, el Gobierno decide extender elplazo de octubre, mes en el que dispusoel primer vencimiento, a enero de 2009,para finalmente en febrero del mismo añodeterminar un plazo indefinido.

El debate se profundizó cuando la capaci-dad de producción petrolera en el paísdecayó desde 2007 en contraste con lanecesidad de ampliar la frontera de pro-ducción de Ecuador dada la dependenciadel desarrollo del país hacia el petróleo yel requerimiento de mayor crudo para lafutura producción de derivados en laRefinería El Aromo. De acuerdo a investi-gaciones con las actuales reservas proba-das, la producción ecuatoriana solo dura-rá alrededor de 30 años13.

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RECUADRO 1.

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO

Si bien la producción petrolera nacionalpresentó una recuperación relativa entre2003 y 2006, diversos factores determina-ron su reducción durante los últimos años(Gráfico 4). En efecto, después de alcanzaruna producción tope cercana a los 196millones de barriles anuales en 2006, éstadeclinó durante 2007, con una caída quese profundizó a lo largo de 2008, año enel que la producción se fijó en 185 millo-nes de barriles. Entre 2006 y 2007 el volu-men de producción de crudo se contrajoen un 5%, mientras que el declive entre2007 y 2008 fue menos dramático, supo-niendo un decrecimiento del 1%.

En la práctica, existen múltiples factorespara explicar la baja en la producciónpetrolera nacional. En primer lugar, laproducción de Petroecuador enfrentó difi-cultades sistémicas. Durante el primersemestre del 2008, el plan de inversio-

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GRÁFICO 4. EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO A NIVEL NACIONAL(2003 – 2008) (MILLONES DE BARRILES)

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nes presentó una ejecución relativamen-te baja; la Estatal invirtió hasta junio de2008 solamente el 12% de la inversiónprogramada al inicio del año14, lo que enparte devino en la revisión de sus metasde producción 2008, ya mencionadas.Sin embargo, la ejecución del plan deinversiones incrementó significativamen-te durante el segundo semestre, alcan-zando una ejecución del 67% (similar ala ejecución del año 2007, 63%) y mejo-rando también la producción.

Por otro lado, la explotación de algunosde sus campos y pozos, entre los que secuentan los más importantes de la acti-vidad petrolera del país, enfrentó nueva-mente el proceso de declinación naturalque determina menores niveles de pro-ducción cada año. Los denominadospozos maduros (Shushufindi, Sacha,Auca, Libertador, Lago Agrio, Cuyabeno),en su mayoría operados actualmente porPetroecuador, representaron, en prome-dio, el 25% de la producción nacionaldurante la última década. Sin embargo,como se observa en el Gráfico 5, el volu-men de producción de los campos madu-ros declinó desde 2003 (aunque con unaleve recuperación en 2008 producto deprocesos de reacondicionamiento de losmismos) y su contribución en la produc-ción nacional ha disminuyó en el tiempo,pasando de un 32% en 2003 a un 24%

en 2008. Cabe destacar que la eventualrecuperación de estos campos implicaaltos niveles de inversión, porquerequiere la incorporación de costosa tec-nología.

Otro factor que influyó en la caída de laproducción nacional es que, paralelamen-te, la producción asociada a la operaciónde las compañías privadas experimentórecortes continuos. Si bien entre 2007 y2008 factores como los conflictos enDayuma, desperfectos y roturas en la redde transporte del crudo y medidas dehecho de trabajadores impactaron sobrela producción de algunas compañías, lacausa más importante de la reducciónreside en hechos de naturaleza jurídica. Apartir de 2006, año en que entra en vigen-cia la Ley 42-2006 que reglamenta la dis-tribución de las ganancias extraordinariasgeneradas por aumentos en los preciosdel crudo (Ver Recuadro 2), la producciónde las compañías privadas, especialmenteaquellas que operaban con contratos departicipación, describe una tendencia a labaja. Las petroleras instrumentan recortesbajo el argumento de “incertidumbre con-tractual”, sobre todo después de que, afinales de 2007, se emitieron decretos eje-cutivos con modificaciones a la Ley deReparto (abogando por una mayor partici-pación del Estado) y que, a principios de2008, se anuncia el inicio de un proceso

de renegociación de sus contratos quetiene como finalidad, pasar de figurascontractuales de participación, a contratosde prestación de servicios. Como se apre-cia en el Gráfico 6, entre 2007 y 2008 laproducción de empresas privadas concontratos de participación cae en un 6%mientras que sus programas de inversióny mantenimiento se reducen significativa-mente15. Por el contrario, otras formas decontratación ampliaron relativamente suproducción durante ese período, como esel caso de las compañías que operabanbajo contratos de campos marginales,alianzas operativas y contratos de presta-ción de servicios, cuya producción conjun-ta creció en un 1%.

Paralelamente, la reincorporación del paísa la OPEP incidió en eventuales contrac-ciones en la oferta de crudo nacionaldurante 2008. En el segundo semestre delaño, la OPEP dispone la reducción de cuo-tas de producción para todos sus paísesmiembros, con el objeto de controlar lacaída sostenida en los precios internacio-nales del petróleo. En Octubre, esta deci-sión significó para el país, un recorte ensu techo de producción de 520 mil barri-les diarios, a 493 mil.

El Gobierno Nacional solicitó un tratamien-to preferencial para su producción, paraluego anunciar el respeto irrestricto de lodispuesto por el Cartel. No obstante, laproducción no se redujo en la magnitudesperada durante noviembre y diciembre(Gráfico 7), meses en los que la produc-ción diaria debió ubicarse en 493 mil barri-les de petróleo, para cumplir la cuotaimpuesta por la OPEP. Pese al anuncio dereajuste en la meta de producción dePetroecuador en mayo (menor en un 4%),la Estatal experimentó una recuperación enel segundo semestre que le permitió pro-ducir cerca de 184 mil barriles diarios endiciembre16. Por su parte, las compañíasprivadas mantuvieron una producción pro-medio de 238 mil barriles diarios con ten-dencia a la baja hacia finales de 2008. Sinembargo, la medida de recorte afectó larelación contractual que se mantenía conAgip Oil en el Bloque 10, anunciándose afinales de diciembre, la terminación unila-teral de su contrato y la suspensión defi-nitiva de su producción (con la que se pre-tendía cumplir con el 50% de la reducciónimpuesta por la OPEP)17.

La política petrolera nacional trató de con-trarrestar los problemas en la producciónpetrolera nacional a través de diferentesmecanismos. Frente a la caída en los pre-

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GRÁFICO 5. PRODUCCIÓN DE CAMPOS MADUROS (2003 – 2008) (MILLONES DE BARRILES)

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Nota: Se refiere al aporte de la producción de 6 campos maduros (Shushufindi, Sacha, Auca, Lago Agrio, Cuyabeno y Cononaco) enla producción total.

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cios del crudo ecuatoriano, las iniciativasse concentran en mejorar el potencial pro-ductivo de la actividad petrolera e institu-cionalizar la producción estatal. Por ejem-plo, en abril de 2008 se constituye laempresa Petroamazonas para la adminis-tración del Bloque 15, con excelentesresultados operacionales a lo largo delaño. Además, se impulsaron licitaciones yse establecieron alianzas estratégicas pre-cisamente con el objetivo de ampliar lafrontera productiva nacional. A través deellas se promovió la recuperación de cam-pos maduros como Sacha (en cooperacióncon PDVSA), se adjudicaron pozos conuna serie de desafíos técnicos comoPungarayacu (Ivanhoe) y se concesionaroncampos marginales que permanecían inex-plorados como Singue, Pucuna y Puma,entre otros. Paralelamente se privilegió laincorporación de nuevos pozos y el rea-condicionamiento de otros en operación,así como la inversión en infraestructura yoptimización de de las Redes de Tuberíasy Oleoductos Secundarios. El reto persisteen llevar a cabo mecanismos de contrata-ción transparentes que garanticen laselección de las mejores ofertas técnicas yeconómicas.

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Contratos de Participación

Otras formas Contractuales

GRÁFICO 6. EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE COMPAÑÍAS PRIVADASOPERANDO CON CONTRATO DE PARTICIPACIÓN (2003 – 2008)(MILLONES DE BARRILES)

GRÁFICO 7. PROMEDIO BARRILES DIARIOS PRODUCIDOS POR TIPO DE COMPAÑÍA POR MES DURANTE 2008(MILES DE BARRILES)

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Nota: La producción de Petroecuador considera los barriles revertidos en el campo 27 por City Oriente. La producción total incluye la producción de Petroamazonas. Esta cifra se refiere tam-bién a los volúmenes producidos por la Unidad de Administración del Bloque 15 que operó hasta abril de 2008.

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PRODUCCIÓN Y COMERCIALIZACIÓNDE DERIVADOS

Dentro de la actividad petrolera, la produc-ción de derivados es una función estratégi-ca del Estado. Durante el 2008, cuatro decada diez barriles de crudo (42%) produci-dos por Petroproducción fueron entregadosal mercado interno para su refinación(Gráfico 8).

Los 57,1 millones de barriles que ingresa-ron para ser procesados, confluyeron enaproximadamente, la misma cantidad debarriles de derivados (56,5 millones debarriles). La producción creció en cincomillones de barriles (9,5%) respecto a2007 y se marcó una tendencia al alza res-pecto a años anteriores (Gráfico 9). Estose debe, claramente, a un mejor desen-volvimiento de la Refinería Esmeraldas. En2008 generó el 62% de esta produccióntrabajando apenas al 87% de su capaci-dad18. Si esta hubiera aprovechado almáximo su potencial, la producción nacio-nal habría alcanzado los 62 millones debarriles (5,2 millones de barriles adiciona-les). El restante de la producción de deri-vados fue básicamente procedente de larefinería Libertad (26%) y Amazonas(10,7%).

Exportación58%

Mercado Interno(Refinerías)42%

Fuente:Dirección

Nacional deHidrocarburos (2008)

GRÁFICO 8. DESTINO DE LA PRODUCCIÓN DE CRUDO SEGÚN ACTIVIDAD 2008(PORCENTAJE)

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GRÁFICO 9. PRODUCCIÓN DE DERIVADOS EN REFINERÍAS Y PLANTAS (2003-2008) (MILLONES DE BARRILES)

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IMPUESTO A LAS GANANCIASEXTRAORDINARIAS Y RENEGOCIACIÓNDE CONTRATOS

En abril de 2006 se expide la Ley 42-2006,reformatoria de la Ley de Hidrocarburos.Por medio de ella se estableció una mayorparticipación del Estado en los ingresosque se generaran como producto de varia-ciones no previstas en los precios interna-cionales del crudo. Así, a medida que seprodujeran incrementos en los precios delpetróleo consagrados en los contratos, elFisco aseguraría una participación de almenos el 50% sobre las ganancias extra-ordinarias. La disposición no fue bien reci-bida por las compañías petroleras sujetasa la Ley, es decir por aquellas que mante-nían contratos de participación. Algunasde ellas, Repsol YPF, Perenco y CityOriente recurrieron al Centro Internacionalde Arbitraje del Banco Mundial (CIADI),demandando al Estado ecuatoriano porsupuestos perjuicios provocados por cam-bios en la normativa de sus contratos.

A través del Decreto Ejecutivo 662, del 4de octubre del 2007, se modifica la Ley 42– 2006 con el propósito de garantizar una

mayor participación sobre la distribuciónde estos ingresos. Por medio de la nuevareforma, el Estado captaría el 99% de lasganancias generadas por incrementos enlos precios del crudo. Posteriormente, enjunio de 2008, la participación se fija en70%, armonizándola con lo dispuesto enel artículo 170 de la Ley de EquidadTributaria. La distribución se aplica conrespecto a la diferencia (ajustada porinflación y calidad) entre el precio suscri-to en los contratos (precio base) y el pre-cio internacional vigente de los barrilesproducidos por la Compañía antes derepartir su participación al Estado. Esteprecio se refería al valor de comercializa-ción, contemplado al suscribirse los con-tratos (17 USD por barril), aunque poste-riormente se revisó y finalmente se nego-ció en 48 USD por barril entre octubre ynoviembre de 200822.

Inicialmente, la norma legal contemplóque el Fisco distribuyera y administraraestos recursos de acuerdo a su calidad:los recursos provenientes de la venta decrudo inferior a 23 grados API se acredita-rían en la Cuenta Especial de ReactivaciónEconómica, Productiva y Social (CEREPS)

mientras que los de origen de crudo demejor calidad se depositarían en unacuenta creada para ese fin.Posteriormente, en octubre de 2006, elProcurador General del Estado de eseentonces, dispone que los recursos prove-nientes del crudo de mejor calidad pasena formar parte del Presupuesto Generaldel Estado. En ese mismo sentido entraen vigencia la Ley Orgánica de Creacióndel Fondo Ecuatoriano de Inversión en losSectores Energético e Hidrocarburífero(FEISEH), la que estipula que todos losrecursos de la Ley 42 – 2006, sin excep-ción, se incorporen al PresupuestoGeneral del Estado acreditándolos en lacuenta corriente No. 01110063 “CCU FON-DOS ESPECIALES MEF LEY REFORMATORIALEY DE HIDROCARBUROS”. A partir de abrilde 2008, mes en el que se expide la LeyOrgánica para la Recuperación del Uso dellos Recursos Petroleros y RacionalizaciónAdministrativa, los depósitos de estosrecursos se realizan en la Cuenta CorrienteÚnica del Tesoro Nacional No. 01110006.

En el Gráfico 11 se observan los valores deimpuesto causado23, los pagos acredita-dos y los valores pendientes asociados a

Lupa Fiscal

9

Gasolina Extra14%

Residuo7%

Jet Fuel5%

G.L.P.4%

GasolinaSúper

3%

Otros5%

Fuel Oil40%

Diesel22%

Fuente

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Hidr

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buro

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008)

GRÁFICO 10. DISTRIBUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE DERIVADOS POR TIPO 2008(PORCENTAJE)

RECUADRO 2.

Durante el 2008, cuatrode cada diez barriles decrudo producidos porPetroproducción fueronentregados al mercadointerno para su refinación.

Los derivados más importantes fueron,Fuel Oil, Diesel19, Gasolina Extra yGasolina Súper que juntos acumularon el76% de lo refinado, como se observa enel Gráfico 10. Adicionalmente, el Estadoproduce gas licuado de petróleo (GLP20),proveniente principalmente de la PlantaShushufindi21, que en 2008 registró unaproducción de más de dos millones debarriles. Su participación fue apenas del4% del total producido de derivados, noobstante registró, respecto a 2007, uncrecimiento de su volumen del 37% (602mil barriles).

la aplicación de la Ley 42 – 2006 entreabril 2006 – diciembre 2008. A lo largo deeste período se generaron cerca de 3.400millones de dólares por concepto delimpuesto a las ganancias extraordinarias.Hasta diciembre de 2008, las compañíascancelaron alrededor de 2.037 millones dedólares, con lo que quedaron pendientes,valores por 1.400 millones de dólares.Repsol YPF y Andes Petroleum fueron lascompañías con mayores impuestos causa-dos, 941 y 570 millones de dólares res-pectivamente, y con mayores pagos efec-tuados: 548 y 570 millones de dólaresrespectivamente. La mayor parte de las

compañías demostraron su inconformidadfrente a la norma por considerarla ilegal.

En general, la Ley 42 - 2006 fue concebi-da como un medio para garantizar unreparto más equitativo de la riquezapetrolera y paralelamente sirvió como pla-taforma para impulsar un proceso de rene-gociación de los contratos de participa-ción hacia contratos de prestación de ser-vicios. Como se aprecia en la Tabla 1, lasdiferencias entre estas dos formulas con-tractuales, se basan en aspectos talescomo: quién asume el riesgo de la activi-dad, cuál es la modalidad de pago a la

compañía que produce, cuáles los meca-nismos de reparto frente a eventualesfluctuaciones en los precios, etc. La adop-ción de una u otra depende fundamental-mente de las expectativas del Estado paraconsolidar una mayor participación sobrela renta petrolera, la misma que estádeterminada por las condiciones del mer-cado petrolero mundial.

En enero de 2008 iniciaron las rondas derenegociación con cinco compañías quie-nes operaban con contratos de participa-ción: Repsol YPF, Perenco, City Oriente,Petrobras y Andes Petroleum. Las nego-ciaciones giran en torno a tres puntos fun-damentales: la aplicación de la Ley 42 –2006, incluida la definición del preciobase; la instancia de arbitraje internacio-nal frente a posibles controversias (ElEstado plantea órganos alternativos alCIADI); y la instauración de contratos deprestación de servicios. Las rondas denegociación se llevaron a cabo a lo largode 2008 en donde se suscribieron acuer-dos transitorios con Andes Petroleum,Petrobras y Repsol y dándose por termi-nado la relación contractual con CityOriente25 por mutuo acuerdo. Los conve-nios transitorios tendrían una duración deun año, contemplando una mayor partici-pación del Estado en la producción y lavigencia de la Ley 42 – 2006 en el repar-to de las ganancias extraordinarias.Perenco no llegó a un acuerdo duranteese período. La caída en los precios delpetróleo a partir del segundo semestre de2008 puso en riesgo la viabilidad econó-mica de los contratos de prestación deservicios porque el Estado no estaría encapacidad de financiar las tasas propues-tas para la prestación del servicio (entre30 y 45 USD por barril extraído26).

Lupa Fiscal

10

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500

1.500

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2.500

3.000

30,5

2.037

3 .5 00

MILLONES DE DÓLARES

Causado Pagado Pendiente

3.404

1.400

GRÁFICO 11. IMPUESTO CAUSADO, PAGOS ACREDITADOS Y VALORES PENDIENTESDE LA APLICACIÓN DE LA LEY 42 – 2006(ABRIL 2006 – DICIEMBRE 2008) (MILLONES DE DÓLARES)

Fuen

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006

–20

08)

TABLA 1. CONTRATOS PETROLEROS DE PARTICIPACIÓN VS CONTRATOS POR PRESTACIÓN DE SERVICIOS

Riesgo

Pago por Servicios

Fluctuación enlos Precios

Compañías operandobajo la figura

CONTRATOS DE PRESTACIÓN DE SERVICIOSEl riesgo asociado a la fase de exploración y com-ercialización es asumido por el Estado.El Estado es propietario de toda la producción yreconoce un tasa que incluye costos deoperación, inversiones y márgenes de ganancia.No se prevén mecanismos de reconocimiento alas compañías frente a variaciones positivas enlos precios.

Agip opera bajo prestación de servicios con tasasque se fijan en función de costos, Ivanhoe firmóun contrato de servicios que contempla el pagode una tasa fija (37 USD ).

CONTRATOS DE PARTICIPACIÓNEl riesgo global de la operación es asumido por la Compañía Contratante.

La Compañía recibe parte del crudo que produce de acuerdo a los tér-minos establecidos en el contrato.

Hasta antes de la entrada en vigencia de la Ley 42 – 2006 (abril de2006) no se normaba la participación del Estado frente a fluctuacionesen los precios. La Ley y sus reformas, así como el artículo 170 de la Leyde Equidad Tributaria establecen una participación del 70% sobre lasganancias extraordinarias durante el proceso de modificación a contratosde servicios.Repsol, Perenco, Andes Petroleum, Petro Oriental y Petrobas operan bajoesta fórmula contractual. Tan solo el contrato de Andes Petroleumestablece claramente el reparto de ganancias extraordinarias (50%)cuan-do el precio supere los 17 USD por barril.

GENERACIÓN DE LARENTA PETROLERA

La renta petrolera se constituye, mayorita-riamente, de los ingresos petroleros obte-nidos por la exportación de crudo y deri-vados por parte del Estado ecuatoriano.En general, tanto el volumen de petróleoexportado por Petroecuador, como losprecios del crudo y sus productos refina-dos, registraron una tendencia al alzadurante los últimos años (Gráfico 13), loque se traduce en mayor renta para el

país. Este escenario es el resultado deuna coyuntura internacional de preciosrecords del barril de petróleo en el merca-do hidrocarburífero en 2008.

Durante el 2008, como se observa en elGráfico 12, los precios a los que, efectiva-mente, se vendieron los barriles de crudoy derivados, alcanzaron valores mayores alos cien dólares. A principios de año, elvalor de precio del crudo bordeaba los 77dólares, mientras que en junio alcanzó untope máximo de 119 dólares por barril

para luego bajar a 26 dólares en diciem-bre. Estos cambios de valores evidencia-ron un aumento de 42 dólares entre eneroy junio que representaron un crecimientodel 54% y una caída de 93 dólares entrejunio y diciembre (-78%). Esta disminu-ción es la más drástica registrada, desdehace más de una década, pasando de unmonto récord, a niveles similares a los definales del 2003. A pesar de estas varia-ciones, el crudo ecuatoriano se vendió, en2008, con el precio más alto de la últimadécada. Esta misma situación se evidencia

Lupa Fiscal

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20

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97

DÓLARES POR BARRIL EXPORTADO

Ene 08 Feb 08

119

91

Mar 08 Apr 08

102

81

70

May 08 Jun 08 Jul 08 Ago 08

6663

89

26

30

Oct 08 Nov 08 Dic 08Sep 08

Crudo Derivados

77

GRÁFICO 12. PRECIO PROMEDIO DE EXPORTACIÓN MENSUAL POR BARRIL DE CRUDO Y DERIVADOS - 2008(DÓLARES)

Fuen

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008)

GRÁFICO 13. COMPARATIVO DEL PRECIO PROMEDIO MENSUAL DE CRUDO REFERENCIAL INTERNACIONAL Y NACIONAL (2003-2009)(DÓLARES POR BARRIL)

0

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140 DÓLARES POR BARRIL

Ene 03 Apr 03 Jul 03 Oct 03 Ene 04 Apr 04 Jul 04 Oct 04 Ene 05 Apr 05 Jul 05 Oct 05 Ene 06 Apr 06 Jul 06 Oct 06 Ene 07 Apr 07 Jul 07 Oct 07 Ene 08 Apr 08 Ene 09 Apr 09Jul 08 Oct 08

Precio Referencial Internacional WTIPrecio Referencial del Crudo Nacional (Oriente)

Fuen

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003-

2009

)

para la venta de derivados durante el2008, tomando en cuenta que los preciosdesde mediados de año son muy cercanosa los del crudo.

La coyuntura internacional, marcada poruna crisis financiera que empezó en 2008,remarcó los precios del crudo y productos

refinados en el mercado externo. Sinembargo, vale recalcar que debido al “cas-tigo” impuesto al crudo ecuatoriano porsu menor calidad, este se cotiza en unprecio 16% menor al precio referencial, elWest Texas Intermediate (WTI)27. El casti-go es un descuento que Petroecuadoraplica al crudo de exportación para poder

colocarlo en el mercado internacional yvaría de acuerdo a las necesidades delEstado y las condiciones del mercado28.

Las exportaciones de crudo de Petroecua-dor alcanzaron 77 millones de barriles en2008, el nivel más alto de los últimos seisaños; el precio promedio de 83 dólares por

Lupa Fiscal

12

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40

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10

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50

MILLONES DE BARRILES EXPORTADOSDÓLARES POR BARRIL

2003

50

2004

54

2005

72

2006

67

2007

77

2008

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0

Precio Crudo Petroecuador Barriles Exportados

26

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50

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70

80

9075

12

MILLONES DE BARRILES EXPORTADOS

DÓLARES POR BARRIL

2003

14

2004

13

2005

14

2006

15

2007

15

2008

70

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Barriles exportados Precio Derivados

20

GRÁFICO 15. EVOLUCIÓN DE LOS BARRILES EXPORTADOS DE DERIVADOS Y PRECIO DE VENTA 2003-2008(MILLONES DE BARRILES Y DÓLARES)

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2008

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08)

GRÁFICO 14. EVOLUCIÓN DE LOS BARRILES EXPORTADOS DE CRUDO Y PRECIO DE VENTA 2003-2008(MILLONES DE BARRILES Y DÓLARES)

barril, el más alto en el mismo período(Gráfico 14). Las ventas registraron una tasade crecimiento promedio anual del 10% ylos precios de exportación aumentarononce dólares en promedio por año. Estemarcado ritmo de incremento de los pre-cios permitió generar un alto nivel de rentapara el Estado ecuatoriano. SegúnPetroecuador el monto de ingresos porexportación de crudo, realizado por la enti-dad, es de alrededor de 6.461 millones dedólares durante el 2008, registrando uncrecimiento del 61% con respecto a 2007.

La exportación de derivados cayó ligera-mente en 2008 (86 mil barriles que signifi-có un descenso de 0,6%) con 15 millonesde barriles. El precio de venta por cadabarril vendido en el extranjero incrementócerca de 20 dólares con respecto a 2007,pasando de 56 a 75 dólares y registrandoun monto de 1.137 millones de dólares(Gráfico 15).

El monto total de ingresos por exporta-ción de crudo y derivados durante el 2008correspondió a 7.598 millones de dólares,que resulta ser 56% mayor a los ingresosde 2007. Este es el valor más alto duran-te los últimos seis años. A pesar que losingresos por la exportación de crudocorresponden al 83% durante este perío-do, también existe una considerableentrada de recursos por la comercializa-ción internacional de derivados que tuvoun peso del 17%. Esta proporción fueconstante a lo largo de los años de explo-tación petrolera (Gráfico 16). El valor deingresos por exportación de hidrocarburoses aproximadamente seis veces lo obteni-do en 2003 y la tasa de crecimiento anualfue del 42% en los últimos seis años.

La renta petrolera además de las exporta-ciones de crudo y derivados, se componede lo obtenido por las ganancias extraordi-narias (ver Recuadro 2) y otras imposicionesal sector privado. El total de la renta petro-lera durante este año fue de 8.495 millonesde dólares. Para comprender el origen de larenta se la puede clasificar por fuente deingresos. Más de la mitad de los ingresosde este recurso proviene de la exportaciónrealizada por Petroecuador con 4.686 millo-nes de dólares (55%). A continuación, losrubros ordenados por importancia fueron:la renta proveniente de la exportación a tra-vés de otros contratos de servicios (alianzasoperativas, prestación de servicios y servi-cios específicos) con 1.520 millones dedólares (18%), la exportación de la produc-ción que le corresponde al Estado de loscontratos de participación con 1.439 millo-

nes de dólares (17%), el excedente del pre-cio de crudo calculado sobre el que se con-templa en los contratos petroleros con 676millones de dólares (8%) y los valoresrecaudados por leyes para compensar a los

Gobiernos autónomos descentralizados dela Amazonia a través de fondos que se ali-mentan de imposiciones al sector privadocon 174 millones de dólares (2%). Estas tresleyes serán explicadas a continuación.

Lupa Fiscal

13

0

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2003 2004 2005 2006 2007 2008

82%

18%

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86%

18%

82%

15%

Derivados

85%

18%

Crudo

0

1.000

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5.000

MILLONES DE DÓLARES

Petroecuador GananciasExtraordinarias

Contratos deOtros Servicios

ParticipaciónContratos

Imposiciones alSector Privado

4.686

1.520 1.439

676*

174

GRÁFICO 16. INGRESOS PETROLEROS POR EXPORTACIÓN DE CRUDOY DERIVADOS 2003-2008 (MILLONES DE DÓLARESY PARTICIPACIÓN DE SOBRE LOS INGRESOS TOTALES)29

GRÁFICO 17. RENTA PETROLERA SEGÚN FUENTE DE INGRESOS 2008(MILLONES DE DÓLARES)31

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2008

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*El valor corresponde a lo recaudado entre los meses de enero y diciembre de 2008

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AE.

TRANSFERENCIAS POR ACTIVIDADESPETROLERAS A LOS GOBIERNOSAUTÓNOMOS DESCENTRALIZADOS

La Constitución del Ecuador dispone, en suartículo 274, que todo Gobierno local encuyo territorio se exploten o industrialicenrecursos naturales no renovables tienederecho a participar de las rentas que per-ciba el Estado por esta actividad.Actualmente, la explotación petrolera serealiza principalmente en la región amazó-nica y se industrializa en la provincia deEsmeraldas. Los recursos petroleros en elaño 2008 se distribuyeron principalmente aestos gobiernos locales a través de tresmecanismos: el Fondo para elEcodesarrollo, las Rentas Sustitutivas (Ley40) y el Fondo de Desarrollo Amazónico(Ley 122).

Se dio fin a la distribución de los fondos deRentas Sustitutivas y de DesarrolloAmazónico en el momento que se puso envigencia de la Ley Orgánica para laRecuperación de Recursos Petroleros, apro-bada en abril de 2008. A pesar de que estemarco legal eliminó la asignación directade estos fondos, el Estado aún continúacon la recaudación de los mismos. Por unlado, las Rentas Sustitutivas implicó elcobro de un gravamen de cinco centavosde dólar por cada barril de crudo transpor-tado por Sistema de Oleoducto Transecua-toriano (SOTE) que tiene el objeto de com-pensar a las provincias de Napo, Esmeral-das, Sucumbíos, Orellana y Pastaza, pordonde pasa el conducto. Por otro lado, el

Fondo de Desarrollo Amazónico se sostuvoa través de un gravamen de 4,5% por cadaservicio facturado por una empresa extran-jera o 2,5% por una nacional a Petroecua-dor o a alguna de sus filiales32 y se distri-buye en los gobiernos seccionales de laregión amazónica.

Como lo indica el Gráfico 18, el Fondo parael Desarrollo Amazónico alcanzó, en 2008,los 17,7 millones de dólares con un creci-miento del 21% con respecto a 2007. Estase distribuye entre 41 municipios y 6Consejos Provinciales en las provincias deOrellana, Pastaza, Napo, Sucumbíos,Zamora Chinchipe y Morona Santiago enla región amazónica. De acuerdo a la Ley12233 que determinó esta repartición, unaprimera mitad del Fondo está orientada alos Consejos Provinciales y la otra mitadse dividió en un 20% para los municipioscapitales y el restante 30% se repartióequitativamente entre los restantes muni-cipios de cada provincia.

El fondo de las Rentas Sustitutivas34 acu-muló un total de 2,7 millones de dólares,con un incremento del 7% a lo obtenidoen 2007. De este total se destinó 50%para los municipios y el otro 50% para losconsejos provinciales entre cinco provin-cias: Esmeraldas, Napo, Orellana, Pastazay Sucumbíos. La repartición municipal yprovincial se realizaba de forma igualitariaentre todos estos gobiernos seccionalesde cada provincia. El propósito del Fondofue el mejoramiento de la infraestructurade la región.

FONDO PARA EL ECODESARROLLODE LA REGIÓN AMAZÓNICA

Aunque la mayoría de las preasignacionesprovenientes de los ingresos petroleros seeliminaron mediante la Ley Orgánica para laRecuperación de Uso de los RecursosPetroleros, se mantuvo el Fondo para elEcodesarrollo de la Región Amazónica. Estese alimenta del pago de un dólar por cadabarril de petróleo que se extraiga de laAmazonia y se comercialice en los merca-dos internos y externos. La normativa queregula su estructura y distribución es laCodificación de la Ley 10 del Fondo para elEcodesarrollo Regional Amazónico y deFortalecimiento de sus Organismos Seccio-nales aprobada en 200335 y que a su vez semodificó tres veces hasta mediados del2008. El Fondo ahora se distribuye a todoslos niveles de gobierno, incluyendo las jun-tas parroquiales. Para la distribución, 40%se distribuye en partes iguales entre cadainstitución y 60% se distribuye de acuerdoa la población de su territorio. La distribu-ción definitiva se explica en el Gráfico 1936.

El monto total, efectivamente recaudadodurante el 2008 para este fondo, era de153,4 millones de dólares, con un creci-miento del 84%. De acuerdo al Institutopara el Ecodesarrollo Regional Amazónico(ECORAE) el valor que recibieron cadareceptor fue: a) 87,7 millones de dólarespara los municipios, 43,2 millones de dóla-res para consejos provinciales; b) 8,6 millo-nes de dólares para el Fondo de DesarrolloParroquial Amazónico; y c) 13,9 millones dedólares para el Fondo Regional Amazónicoadministrado por el ECORAE (Tabla 2).

Un análisis de la distribución por provin-cia muestra que el Fondo de Ecodesarrolloademás de repartir las provincias de laregión Amazónica incluye a dos munici-pios de las provincias de Chimborazo yTungurahua a través de los cantones dePenipe y Baños, respectivamente. Comose observa en el Gráfico 20 una buenaparte de las provincias con mayor índicede pobreza es la que recibe menor canti-dad de recursos del sector petrolero porpersona. Orellana, la provincia de mayornivel de pobreza (87% medida a través denecesidades básicas insatisfechas), que asu vez es una de las de mayor producciónpetróleo, recibe entre los rubros másbajos del Fondo de Ecodesarrollo. Aquí seevidencia la falta de criterios adecuadospara una distribución de estos recursosque considere las necesidades específicasde cada territorio, en especial de los quese extrae petróleo.

Lupa Fiscal

14

0

80

20

40

60

100

120

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160

MILLONES DE DÓLARES

83,41

153,38

14,61 17,70

2,49 2,67

Fondo para el Ecodesarrollo Fondo para el Desarrollo Amazónico Rentas sustitutivas (SOTE)

2007

2008

GRÁFICO 18. RECURSOS TOTALES DE FONDOS PARA GOBIERNOS SECCIONALES2007-2008 (MILLONES DE DÓLARES)

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003-

2008

)

Lupa Fiscal

15

Municipios (43)

Ley 2008 - 104REFORMA A LA CODIFICACIÓN DE LALEY DEL FONDO (R. O. 245, 4 enero 2008)

Decreto 2008 - 104REGLAMENTO DE LA LEY DEL FONDO(R. O. 352, 4 junio 2008)

Consejos Provinciales (6)

ECORAE

Juntas Parroquiales

1 USD por cada barril de petróleoexportado y vendido internamente

58%

Partes iguales

Participación de la población

40%

60%

28%

9%

5%

100% 100%

FONDO DEECODESARROLLO

GRÁFICO 19. DISTRIBUCIÓN DEL FONDO DE ECODESARROLLO (PORCENTAJES DE PARTICIPACIÓN)

Fuente: Leyes Reformatorias del Fondo para el Ecodesarrollo

TABLA 2. DISTRIBUCIÓN DEL FONDO PARA EL ECODESARROLLO AMAZÓNICO 2008 (MILLONES DE DÓLARES)

PARTICIPES MONTO (MILLONES DE DÓLARES)Municipios + Consorcios Amazónicos 87,7Consejos Provinciales 43,2Fondo de Desarrollo Parroquial Amazónico (Juntas Parroquiales) 8,6ECORAE 13,9TOTAL 153,4

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150

50

100

200

250

300300

77% 76%

67%

77%

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82%

90%

45%

DÓLARES PORCENTAJES DE POBREZA

Cantón Penipe -Chimborazo* Zamora Chinchipe

243

212

191184

158 157

59

Morona Santiago Pastaza Napo Orellana Sucumbíos Catón Baños - Tungurahua*

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0%

promedio 188

Monto por persona Pobreza

73%

GRÁFICO 20. DISTRIBUCIÓN DE RECURSOS POR PROVINCIA DEL FONDO PARA EL ECODESARROLLO Y NIVEL DE POBREZA 2008(DÓLARES POR PERSONAS ANUALES Y PORCENTAJE DE POBREZA)

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Nota: El valor recibido en las provincias de Chimborazo y Tungurahua corresponden por ley únicamente a los cantones descritos en el gráfico para los cuales se uso su nivel de pobreza.

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008)

LEY PARA LA RECUPERACIÓNDEL USO DE LOS RECURSOSPETROLEROS DEL ESTADO

En abril de 2008, se publica en RegistroOficial No 308 de 3 de abril de 2008 la LeyOrgánica para la Recuperación del Uso delos Recursos Petroleros del Estado yRacionalización Administrativa de losProcesos de Endeudamiento. La Ley fueimpulsada principalmente con el propósi-to de mejorar las capacidades de la admi-nistración pública para llevar adelante susobjetivos de política fiscal y endeuda-miento. Es así que, a través de las dispo-siciones previstas en la misma, se esta-blece, por un lado, la eliminación de loshasta entonces vigentes fondos y fideico-misos petroleros y otras preasignacionesde origen petrolero y su incorporación enel Presupuesto General del Estado, y porotro, el mejoramiento de los mecanismosde obtención de crédito y financiamientoexterno para posibilitar una gestión públi-ca más responsable (Gobierno Central yGobiernos Seccionales).

Para cumplir con el primer objetivo, la Leypara la Recuperación deroga la Ley de

Creación del Fondo Ecuatoriano deInversión de los Sectores Energético eHidrocarburífero (FEISEH)37 y aquellas dis-posiciones que, contempladas en las dife-rentes leyes de administración fiscal y pre-supuestaria, definen la conformación de laCuenta Especial CEREPS, del Fondo deAhorro y Contingencias (FAC) y del Fondode Estabilización Petrolera (FEP). Pormedio de estos fondos y fideicomisos,entre 2003 y 2007 se preasignaron alre-dedor de 5.600 millones de dólares que,fuera de la administración del Presupues-to General del Estado, financiaron iniciati-vas específicas como: infraestructura en elsector petrolero, programas de educacióny salud (maternidad gratuita, programasde alimentación y nutrición), transporte yvialidad; y otros, entre los que destacanlos planes de contingencia emprendidosfrente a emergencias y desastres naturales(Gráfico 21).

A pesar de que la figura de “preasigna-ción” con la que se establecía la distribu-ción de los recursos de estos fondos per-mitía el financiamiento de rubros impor-tantes, restaba flexibilidad al uso de losmismos y limitaba las posibilidades de la

administración pública para redestinarloshacia eventuales proyectos prioritarios,en función de la planificación estatal o deacuerdo a aspectos coyunturales (comoeventuales emergencias, entre otros). Enese sentido, la Ley establece las normasy procedimientos que permitan corregirestas rigideces de política fiscal, extin-guiendo la vigencia de los fondos y fidei-comisos petroleros, eliminando sus prea-signaciones y disponiendo su incorpora-ción en el Presupuesto General delEstado (PGE) a través de la transferenciade sus saldos a la Cuenta Corriente Únicadel Tesoro (CCU). No obstante, se debedestacar que la inclusión de estos fondosen la CCU le da al Gobierno Central, a tra-vés del Ministerio de Finanzas, una mayordiscrecionalidad sobre el uso de susrecursos.

En abril de 2008, mes en el que entra envigencia la Ley para la Recuperación, setransfieren a la CCU alrededor de 2.000millones de dólares (Tabla 3), provenien-tes en su mayoría de saldos registradosen el FEISEH (58%). La cantidad total derecursos transferidos desde los fondosrepresentó el 14% del presupuesto total

Lupa Fiscal

16

SectorEnergético eHidrocarburífero16%

Educación ySalud12%

Transportey Vialidad9%

Otros5%

CompensaciónIngresosPetroleros33%

*

Deuda, créditos,infraestructura23%

Fuente

: Ministe

riode

Finan

zas(2

003

–20

07)

= 5.594 millones de dólares

* Este rubro se refiere a las compensaciones que se entregan a actores institu-cionales que por determinada razón han dejado de ser beneficiarios de recur-sos al momento de conformarse el fideicomiso o fondo petrolero.

RECUADRO 3.

GRÁFICO 21. DISTRIBUCIÓN Y USO DE LOS FONDOS PETROLEROS 2003 – 2007 (PORCENTAJES)

devengado del Gobierno Central durante2008 (14 mil millones de dólares) y supe-ró al presupuesto total del sectorEducación en ese mismo período (1.800millones de dólares). Considerando que laLey estipula la eliminación definitiva detodas las preasignaciones petroleras exis-tentes, es necesario mencionar que ade-más de estos saldos de fondos petrolerostransferidos, los recursos que se destina-ban a determinados partícipes precisa-mente en forma de preasignaciones, pasa-ron a formar parte del PGE de manera per-manente. Siendo así, dado el tamaño y laimportancia de los recursos de origenpetrolero incorporados en el PGE, resulta

importante resaltar también que el artícu-lo 3 de la Ley establece que todos estosserán considerados como Ingresos deCapital, y que, en esa medida, deberán

ser destinados “única y exclusivamentepara fines de inversión”, con lo que quedarestringido su uso para asignaciones degasto corriente.

Lupa Fiscal

17

TABLA 3. SALDOS TRANSFERIDOS A LA CCU POR CADA FONDO PETRÓLERO (ABRIL 2008)(MILLONES DE DÓLARES)

FONDO/FIDEICOMISO SALDOS TOTALES % CON RESPECTO(MILLONES DE USD) AL TOTAL

FEISEH 1.153 58%CEREPS 276 14%FAC 397 20%FEP 166 8%TOTAL 1.992 100%

Fuente: Ministerio de Finanzas (Abril 2008)

RENTA PETROLERA Y EVOLUCIÓNDE LOS INGRESOS Y GASTOSDEL GOBIERNO CENTRAL

Como se señaló, la renta petrolera creciósostenidamente entre 2007 y 2008, sobretodo por el incremento en los preciosdurante la mayor parte de 2008. El incre-mento en la renta petrolera significó unmayor flujo de ingresos para el Gobierno

Central y en esa medida, una mayor dis-ponibilidad de recursos presupuestariospara financiar la gestión de las institucio-nes y unidades que lo conforman (Gráfico22)38. Los recursos de fuente petroleracrecieron en un 254%, pasando de 1.300millones de dólares en 2007, a 4.600millones de dólares en 2008. Así mismo,en abril de 2008 se incorporaron los fon-dos y fideicomisos petroleros al PGE (Ver

recuadro 2). En base a ese aumento en losingresos, el gasto global del GobiernoCentral se expandió ostensiblemente en elperíodo analizado, pasando de 10 milmillones de dólares en 2007 a 14 milmillones de dólares en 2008, con una tasade crecimiento del 43% anual (Gráfico 23).

La forma en la que se registra la fuente yel uso de los recursos del presupuesto delGobierno Central no permite identificarclaramente como los ingresos de origenpetrolero financian actividades o progra-mas específicos ya que una vez que estosingresos pasan a formar parte delPresupuesto del Gobierno Central se regis-tran bajo la categoría de fuente de finan-ciamiento: “Recursos Fiscales”. No obs-tante, el artículo 3 de la Ley Orgánica parala Recuperación del Uso de los RecursosPetroleros del Estado dispone que losrecursos provenientes de la actividadpetrolera financien única y exclusivamenterubros e iniciativas de inversión. El Gráfico24 muestra cómo se distribuyó el presu-puesto del Gobierno Central según gruposde gasto (corriente o capital39). Se apre-cia, claramente, el aumento de la partici-pación porcentual de los rubros de capitale inversión en el presupuesto total: lacantidad de recursos que se les asignaalcanza un peso del 38% en 2008 (4.300millones de dólares), después de haberrepresentado tan solo un 28% del total en2007 (2.200 millones de dólares).Además, esta mayor asignación vinoacompañada de una mayor ejecución efec-tiva: en capital e inversión se ejecuta el154% de lo programado en el presupues-to inicial 2008 (85% en 2007) y en rubroscorrientes se observa una ejecución del113% con respecto a la asignación inicial(104% en 2007)4o.

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MILLONES DE DÓLARES

2003 2004 2005 2006 2007 2008

Transferencias*

Ingresos no tributarios

Tributarios

Petroleros

GRÁFICO 22. EVOLUCIÓN DE INGRESOS DEL GOBIERNO CENTRAL CONSOLIDADOPOR FUENTE 2003 – 2008 (MILLONES DE DÓLARES)

La serie presenta el detalle de ingresos sobre la línea, es decir, estas cifras no consideran aquellos ingresos que provienen de crédi-tos internos y externos (financiamiento), variaciones de activos y pasivos, entre otros. * La mayor parte de estas transferenciasproviene de Fondos Petroleros

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08)

Paralelamente, la Tabla 4 revela que laexpansión del gasto de capital e inversióna nivel de Gobierno Central (72% entre2007 y 2008) se tradujo también enaumentos importantes en las asignacionesde la mayor parte de sectores (tan solo tressectores experimentaron decrecimientos:Finanzas, Recursos Naturales y Legislativo).Se aprecia que los presupuestos de secto-res como asuntos del exterior, comercio,ambiente, defensa nacional, desarrollourbano y vivienda entre otros, crecieron atasas incluso superiores al 100%. Se debedestacar que, a través de estas asignacio-nes se financiaron importantes iniciativasde inversión social como proyectos deinfraestructura educativa y el programa deCréditos de Vivienda, además de la mayorparte de los proyectos previstos en el PlanAnual de Inversiones.

Además de los recursos que se destinan algasto sectorial, es importante resaltar queel Gobierno Central transfiere recursos quese canalizan a través de la cuenta “TesoroNacional” ahora denominada sectorial“Gobierno Central”. En esta cuenta seregistran las operaciones de TesoreríaNacional, que eventualmente incluyenrubros como los relacionados con transfe-rencias a gobiernos seccionales. Se obser-va que el presupuesto ejecutado por elsectorial “Gobierno Central” creció en un34%41, pasando de 4.882 millones dedólares en 2007, a 6.541 millones en 2008

Lupa Fiscal

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GRÁFICO 23. EVOLUCIÓN DEL GASTO DE GOBIERNO CENTRAL 2007 – 2008(MILLONES DE DÓLARES)

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$ 9.919

$ 14.149

4430,5

MILLONES DE DÓLARES

2007 2008

GRÁFICO 24. COMPOSICIÓN DEL GASTO DEL GOBIERNO CENTRAL POR GRUPO(PORCENTAJES)

Otros19%

2007 2008

Capital23%

Corriente58%

Otros19%

Capital31%

Corriente50%

Fuente

: Ministe

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007-

2008

)

(3 veces más grande que el sectorEducación). En esa misma línea, el Gráfico25 muestra la cantidad de recursos que seejecutaron como transferencias corrien-tes42 y de capital43, con lo que nueva-mente se evidencia un crecimiento expo-nencial en el presupuesto que financiórubros de capital (82% entre 2007 y

2008). Considerando que estas operacio-nes no distinguen un uso o destino espe-cífico y que la manera en que se asignansus recursos es poco clara, el monitoreode las mismas presenta mayores desafíos,porque la transparencia asociada a tran-sacciones sin imputación directa esmenor.

SUBSIDIOS A LOS DERIVADOSDE PETRÓLEO44

Petroecuador, a través de su filialPetroindustrial, destina parte del crudoextraído de sus campos a la producciónde derivados de petróleo (gasolina, die-sel y gas licuado de petróleo entre losprincipales), que se comercializan tanto anivel interno como en el mercado inter-nacional. Sin embargo, los volúmenesindustrializados por las cinco refineríasexistentes en el país no logran suplir lademanda global de combustibles, asocia-da a las necesidades de la economíanacional45. La oferta total de derivadosen el país fue de 89 millones de barrilesde los que 57 millones correspondieron alo producido en refinerías y plantas y 32millones de barriles a productos importa-dos. El Estado se ve en la necesidad deimportar el remanente que le permitacubrir la demanda interna de derivados,pero cuando lo hace, los combustiblesimportados son colocados en el mercadodoméstico con un precio inferior al preciode venta registrado en el intercambiointernacional. La diferencia entre los cos-tos de importación y los precios decomercialización interna de derivados esasumida o subsidiada por el Estado,representando un rubro con alto impactosobre la planificación fiscal.

Pese a que el volumen de importación dederivados experimentó una pequeñareducción durante 2008, el explosivorepunte en el precio del petróleo y porende en los precios de sus derivadosdeterminó un aumento significativo de lossubsidios a los combustibles. Entre 2007y 2008, la importación de nafta de altooctano (gasolina) cayó en un 5%, mien-tras que la importación de diesel y gaslicuado de petróleo decreció en un 6% y4% respectivamente. Sin embargo, susprecios crecieron exponencialmentedurante la mayor parte del año, con unacaída relativa a partir de noviembre. Elprecio de la gasolina, que, durante losúltimos años se había ubicado en un pro-medio de 92,2, dólares por barril, alcanzóun pico de 141 dólares por barril en juliode 2008. Cómo se observa en el Gráfico26, el precio del diesel fluctuó entre unmáximo de 166,3 dólares por barril enjunio y un mínimo de 83,9 dólares porbarril en diciembre. Por su parte, el gaslicuado petróleo presentó un precio pro-medio anual de 75 dólares por barril, 10dólares por encima del precio promedio,observado a lo largo de los dos años pre-cedentes.

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MILLONES DE DÓLARES

2007 2008

Transferencias Corrientes Transferencias de Capital

TABLA 4. EVOLUCIÓN DEL GASTO DE CAPITAL/INVERSIÓN POR SECTORES 2007-2008(MILLONES DE DÓLARES Y PORCENTAJES)

SECTOR 2007 2008 Variación Tasas deAbsoluta Crecimiento

Asuntos del exterior 1 9 8 702%Comercio exterior, industrialización. 2 11 9 455%Ambiente 14 66 51 358%Defensa nacional 26 86 60 237%Turismo 5 17 12 228%Desarrollo urbano y vivienda 162 454 292 180%Trabajo 8 19 11 141%Jurisdiccional 8 16 7 90%Agropecuario 75 137 62 82%Bienestar social 76 127 51 68%Educación 211 326 115 54%Comunicaciones 355 513 158 44%Asuntos internos 43 57 15 34%Salud 168 219 50 30%Administrativo 41 50 8 20%Otros organismos del estado 1 1 0 15%Finanzas 4 4 (0) -4%Recursos naturales 29 21 (8) -27%Legislativo 6 0 (6) -100%Total 1.237 2.133 896 72%

Fuente: Ministerio de Finanzas (2007 – 2008)

GRÁFICO 25. TRANSFERENCIAS CORRIENTES Y DE CAPITAL EN EL SECTORIALGOBIERNO CENTRAL 2007 – 2008 (MILLONES DE DÓLARES)

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08)

En un contexto marcado por la tendenciaal alza en los precios internacionales dela gasolina, el diesel y el gas licuado depetróleo, el subsidio estatal se convirtióen una carga fiscal significativa, sobretodo durante el primer semestre, porque

los precios de comercialización interna delos derivados importados no fueron revi-sados y permanecieron relativamenteconstantes a lo largo del año. En efecto,el precio de venta de la gasolina se fijóen un promedio de 55 dólares por barril

(cerca de 54 dólares de diferencial porbarril), el del diesel en 41 dólares porbarril (aproximadamente 86 dólares dediferencial por barril) y del gas licuado depetróleo en 12 dólares por barril (63 dóla-res de diferencial por barril) provocándo-

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Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Octubre Noviembre DiciembreSeptiembre

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MILLONES DE DÓLARES

Gasolina Diesel

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585

Gas Licuado

2007 2008

GRÁFICO 26. EVOLUCIÓN COSTOS DE IMPORTACIÓN VS PRECIOS DE VENTA INTERNOS PARA EL DIESEL (2008) (DÓLARES POR BARRIL)

GRÁFICO 27. DIFERENCIAL DE INGRESOS Y COSTOS DE LA VENTA INTERNA DE COMBUSTIBLES IMPORTADO(2007 – 2008) (MILLONES DE DÓLARES)

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se una brecha importante que tuvo quecubrir el Estado.

El Gráfico 27 muestra la tendencia con laque creció el diferencial entre ingresos ycostos por ventas internas de importacio-nes de combustibles46 en el período 2007– 2008. Entre enero y diciembre de 2008,el Estado destinó cerca de 2 mil millonesde dólares para financiar la importación yventa de derivados de petróleo (500millones de dólares más que en 2007),cifra equivalente al presupuesto globalconsiderado en la programación inicial2008 de Petroecuador para llevar a cabosu gestión anual (2.055 millones de dóla-res). Los recursos destinados a la comer-cialización de gasolina crecieron en un45%, mientras que aquellos que financia-ron la venta de gas licuado de petróleoimportado lo hicieron con una tasa del10%. El diferencial del diesel (948 millo-nes de dólares) fue el de mayor creci-miento (56%) y por ende el de mayorinfluencia sobre las finanzas públicas.Durante los primeros seis meses del añolos recursos empleados por este concepto(433 millones de dólares) superaron signi-ficativamente la ejecución del programade inversiones previsto en la planificaciónde Petroecuador (cerca de 300 millonesde dólares).

El diferencial asociado a la importación decombustibles (cerca de 2 mil millones dedólares) representó aproximadamente el19% del Presupuesto del GobiernoCentral47 y el 4% del Producto InternoBruto (PIB) nominal durante el 2008. Másallá de su influencia y las limitaciones queimpone a la administración fiscal, lavigencia de este tipo de instrumentos depolítica genera polémicas en la medidaque sus efectos son regresivos, es decirbenefician en mayor proporción a lapoblación que se encuentra en mayorcapacidad de aprovechar el subsidio, eneste caso la población con mejores ingre-sos. Sin embargo una eventual elimina-ción del mismo lleva consigo un altocosto político y un impacto, al menos enel corto plazo, sobre la competitividad delaparato productivo nacional y sobre lascondiciones de vida de la población(como en el caso del gas licuado de petró-leo). El debate gira en torno a la consecu-ción de mecanismos que permitan unamayor eficiencia en la aplicación del sub-sidio, por ejemplo a través de una focali-zación con impacto sobre los segmentospoblacionales más vulnerables y mecanis-mos para evitar el contrabando de losderivados.

TRANSPARENCIA ENEL SECTOR PETRÓLERO

Durante la última década se manifestó unmovimiento ciudadano para exigir a losgobiernos una mayor transparencia sobreel manejo de los recursos extractivos48,que son, en general, propiedad del Estado.En este sentido, la existencia de más de 50países ricos en recursos naturales no reno-vables49 promovieron una serie de iniciati-vas internacionales como la Iniciativa parala Transparencia de las IndustriasExtractivas (EITI)50 y la coalición “Publica loque Pagas (PWYP)51”. Su alcance llegó adiferentes países y cuenta con el apoyo demúltiples actores como gobiernos, empre-sas y organizaciones de la sociedad civil.Mediante este proceso se dieron pasos sig-nificativos en el fortalecimiento de las rela-ciones entre todos los actores y en la difu-sión de información oportuna y de calidad.

Una mayor transparencia en el sector petro-lero permite fortalecer las actividades delsector, tanto públicas como privadas ygenerar más impactos positivos que nega-tivos de la extracción petrolera.Instituciones transparentes restauran laconfianza pública en su gestión y fomentanun debate público más informado. La trans-parencia además, puede impulsar incenti-vos tanto para la sociedad civil, empresasy Gobierno, como una optimización derecursos públicos, reducción de la corrup-ción y pobreza; y la generación de un climade inversión más competitivo. La transpa-rencia de las industrias extractivas tienediferentes beneficios para diferentes acto-res participantes a lo largo de toda la cade-na de valor de la industria extractiva52.

Ser una institución pública transparenterequiere un esfuerzo técnico y político para

la difusión de información relevante, preci-sa y oportuna. Para lograrlo es fundamen-tal mantener un equipo especializado paragenerar y contestar los requerimientos deinformación y dudas del público interesa-do. Este tratamiento se maneja en base alentendimiento del acceso a informaciónpública como un derecho. No obstante, auncon la existencia de un responsable de lassolicitudes, un marco legal que determinelos tiempos específicos de respuesta esideal para acordar los términos de preci-sión de la contestación. De esta manera,gestionar la información en los términosreferidos en la Ley para solventar apropia-damente los cuestionamientos de la socie-dad civil, determinan qué tan oportuna yresponsable es la institución. No hay queolvidar que las audiencias son diversas ydependiendo de ellas los medios y tipo deinformación entregada varía.

Dentro de la información que los Estadosdeben publicar para garantizar la transpa-rencia de su gestión se encuentran las fuen-tes de ingreso y destino de la riqueza derecursos naturales, pagos de las empresasal Estado como impuestos, negociación ytipos de contratos administrados, la propor-ción de ingresos que corresponden aGobiernos locales y regionales; y cantidadesfísicas del recurso explotados, entre otros.

En el caso del Ecuador las fuentes másimportantes de información se concentranen las instituciones públicas como el ExMinisterio de Minas y Petróleos denomina-do actualmente como Ministerio deRecursos Naturales No Renovables, Minis-terio de Finanzas, las empresas estatalesPetroecuador y sus filiales Petroproducción,Petroindustrial y Petrocomercial; BancoCentral del Ecuador y los propios benefi-ciarios de los ingresos petroleros como el

Lupa Fiscal

21

TABLA 5. DISTRIBUCIÓN DE LA INFORMACIÓN PÚBLICA DE LA ACTIVIDAD PETROLERAPOR PROVEEDOR

TIPO DE INFORMACIÓN INSTITUCIÓN PROVEEDORAProducción de Crudo y Derivados DNH - Ministerio de Recursos Naturales No RenovablesExportación de Crudo y Derivados DNH - Ministerio de Recursos Naturales No Renovables

/ Petroecuador/ BCEIngresos de la Renta Petrolera Ministerio de Finanzas/ Banco Central del Ecuador

y PetroecuadorDestino de la Renta Petrolera Ministerio de Finanzas/BeneficiariosPagos realizados por empresas SRI/ Ministerio de Finanzasprivadas (ej.: impuestos)Negociación y Contratos administrados Petroecuadorcon Empresas PrivadasTransferencias de los ingresos petroleros Ministerio de Finanzasa gobiernos locales

Fuente: Páginas Web y Oficios de Información

ECORAE. En la siguiente Tabla 5 se puedever la distribución de los responsables deinformación según contenido.

Para institucionalizar estos temas existe laLey Orgánica de Transparencia Acceso a laInformación Pública (LOTAIP) que tienevigencia desde el año 2004. En base aella, Grupo FARO realiza un monitoreo delcumplimiento del artículo 7 que estableceítems básicos de información que debenser difundidos. Entre los temas que esta-blece la ley se encuentran: la organizacióninterna de la institución, sueldos y benefi-cios, los servicios entregados, situaciónfinanciera, contratos internos y rendiciónde cuenta del manejo de sus ingresos ygastos. Como se observa en el Gráfico 28,el cumplimiento de la LOTAIP del sectorpetrolero mejoró durante los primerossiete meses de 2009 con un incrementodel 66% (31 puntos porcentuales) y supe-rando lo obtenido en noviembre de 2008.Esto se debe a que la transparencia en lasseis instituciones analizadas del sectormejoraron en el cumplimiento de la ley.Sin embargo, ninguna logra cumplir en sutotalidad lo exigido por la normativa. Pesea la existencia de la Ley de transparenciase evidencia una normativa más concretarespecto a la coordinación, presentación yuso de la información del sector petrolero.

La institución con mejor desempeñodurante los últimos meses fue, como seobserva en el Gráfico 29, el Ministerio deFinanzas que alcanzó el 83% de cumpli-miento en julio de 2009 y se mantieneentre los niveles más altos de cumpli-miento del sector. También se destacaPetrocomercial, que para julio de 2009llego a cumplir con el 85% de la ley. Esta

situación difiere de meses pasados dondeera la institución que menor desempeñoregistraba. Esto se debió a una reorgani-zación interna de la página web quedifunde de mejor manera la informacióncorrespondiente a sueldos y beneficiarios,contratos internos y rendición de cuentas,colocando a un responsable de la infor-mación. Por último, hay que resaltar tam-

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Ministerio de Finanzas Ministerio de Minas y Petróleos Petroecuador Petroproducción Petroindustrial Petrocomercial

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Noviembre 2008

Enero 2009

Julio 2009

GRÁFICO 28. CUMPLIMIENTO PROMEDIO DE LA LOTAIP EN LAS INSTITUCIONESPÚBLICAS DEL SECTOR PETROLERO 2008-2009 (PORCENTAJE)

GRÁFICO 29. COMPARATIVO DEL CUMPLIMIENTO DE LA LOTAIP ENTRE INSTITUCIONES DEL SECTOR EXTRACTIVO 2008-2009(PORCENTAJE)

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bién el progreso conseguido por elMinisterio de Recursos Naturales NoRenovables53 , Petroecuador, Petroproduc-ción y Petroindustrial que, en la mayoríade los casos, supera la mitad de lo esti-pulado por la LOTAIP.

En temas puntuales del manejo del sec-tor se observa aún la necesidad de que

la información se entregue de forma másoportuna y se reconoce el incremento dela calidad con que se la maneja. Ademásde ello es importante resaltar que pese ala Ley para la Recuperación del Uso delos Recursos Petroleros del Estado y conella la eliminación de las preasignacionesmanejadas desde los años setenta, exis-ten aún fondos como el Ecodesarrollo

que son administrados por el BancoCentral y por cumplimiento de la LeyGeneral de Instituciones del SistemaFinanciero que establece el sigilo banca-rio no pueden ser transparentados. Porúltimo aún es necesaria una estandariza-ción de la información entre los provee-dores porque todavía existen discrepan-cias entre ellos.

Lupa Fiscal

23

• El Gobierno Nacional promueve políticasque aseguran una mayor participacióndel Estado en la generación y distribu-ción de la renta petrolera y un mayorcontrol en el uso y destino de los mis-mos. En efecto, durante 2008 se apro-baron leyes para la Recuperación en elUso de los Fondos Petroleros, seemprendieron rondas de renegociacióncon compañías privadas que operabancon contratos de participación paracambiarlos por contratos de prestaciónde servicios, se fijó un régimen de dis-tribución de las ganancias extraordina-rias, se traspasó la operación de pozosadministrados por compañías privadasa Petroproducción, entre otros.

• Las exportaciones de Petroecuador y elprecio de venta de derivados y crudocrecieron en el último quinquenio conmontos superiores a los siete mil millo-nes de dólares, lo que permite alcanzarvalores records en términos de rentapetrolera. Pese a la amplitud de estosdatos, el valor de la renta varía deacuerdo a la volatilidad de precios delmercado internacional, que se convierteen un factor que no puede ser controla-do por el Estado y que hace vulnerablea las finanzas públicas nacionales. Loimportante es generar mecanismos deplanificación gubernamental que permi-tan eliminar este tipo de riesgos.

• El aumento de la renta petrolera contri-buyó decididamente en la consecuciónde mejores ingresos para el GobiernoCentral y en esa medida a la expansióndel gasto público en general y del gastode capital e inversión en particular. Elincremento constante en los preciosinternacionales del petróleo le permitióal Gobierno contrarrestar los efectos dela crisis económica mundial e inclusoampliar el gasto público en un 43%. Eneste sentido, un aspecto clave a consi-derar es la transparencia con la que sedistribuyen y destinan estos recursosporque una buena parte de los mismos

se administra de manera poco clara,como en es caso de las transferenciasque se realizan a través de operacionesde tesorería, como parte del sectorialGobierno Central.

• El Gobierno Nacional financia una políti-ca de subsidios que cada vez implica lacanalización de mayores recursos públi-cos, esto como producto de un aumen-to sostenido en los precios del petróleoy de sus derivados durante la mayorparte del año. Pese a las reduccionesobservadas en el volumen de gasolina,diesel y gas licuado importado entre2007 y 2008, las arcas fiscales registra-ron un importante crecimiento en eldiferencial entre ingresos y costos aso-ciados a la importación de derivadosque alcanzó el 45% en promedio. Losrecursos direccionados para estos finesrepresentan una gran carga fiscal parala administración presupuestaria conresultados poco redistributivos.

• Dada la necesidad de una disposiciónconstituyente de retribución por la

explotación de petróleo en la regiónamazónica y pese a la eliminación de lapreasignaciones por la Ley de Recu-peración de Recursos Petroleros, elFondo de Ecodesarrollo se convierte enel único fondo que puede permitir esteobjetivo. No obstante, la mayoría deprovincias con mayor pobreza y mayorextracción son las que reciben menorcantidad de recursos del sector petrole-ro por persona.

• El cumplimiento de la LOTAIP en las ins-tituciones del sector extractivo se incre-mentó entre noviembre de 2008 y juliode 2009. Esto muestra que, general-mente, a mediados de año las institu-ciones tuvieron el tiempo adecuadopara colocar la información dispuestaen el artículo 7 de la ley. No obstante,este marco legal no regula el tipo deinformación estadística necesaria quedebe ser publicada, por lo que existe unvacío normativo. Esta situación se com-plica con el hecho de que la informa-ción continúa dispersa entre diferentesfuentes.

Banco Central del Ecuador BCEBarriles diarios de petróleo b.d.pCuenta Corriente Única del Tesoro Nacional CCUCuenta Especial de Reactivación Económica, Productiva y Social CEREPSCentro Internacional de Arbitraje del Banco Mundial CIADIInstituto para el Ecodesarrollo Regional Amazónico ECORAEIniciativa para la Transparencia de las Industrias Extractivas EITIFondo de Ahorro y Contingencias FACFondo Ecuatoriano de Inversión de los Sectores Energético e Hidrocarburífero FEISEHFondo de Estabilización Petrolera FEPGas licuado de petróleo GLPIshpingo-Tambococha-Tiputini ITTLey Orgánica de Transparencia Acceso a la Información Pública LOTAIPOrganización de Países Exportadores de Petróleo OPEPPresupuesto General del Estado PGEPublica lo que Pagas PWYPSistema de Oleoducto Transecuatoriano SOTEWest Texas Intermediate WTI

ACRÓNIMOS

CONCLUSIONES

DIRECCIÓN: Orazio Bellettini.COORDINACIÓN: Andrea Ordóñez Llanos.ELABORACIÓN: Andrea Ordóñez Llanos, María del Carmen Pantoja y Sebastián Zambrano.REVISIÓN: Édison Cárate.EDICIÓN: Natalia AnguloDISEÑO GRÁFICO: Diego Corrales.PORTADA: Diego Corrales.Impreso en EcuadorIMPRESIÓN: Soboc GraficN0. DE EJEMPLARES: 1.000

Grupo FARO es un centro de política públicas independiente, apartidista y laico que apoya a la sociedad civil, al sectorempresarial y a las instituciones públicas a participar activamente en la propuesta, implementación y monitoreo de laspolíticas publicas locales y nacionales, para lograr un Estado Ecuatoriano más eficiente, equitativo, incluyente ydemocrático.

CONTACTENOS:Gregorio Bobadilla N38-88 y Granda CentenoTelf: (593)2 245 6367Telefax: (593)2 226 4719info@grupofaro.org www.grupofaro.org

NOTAS

1 BP Statistical Review of World Energy, Junio 2009.2 Para una explicación más amplia de las diferencias entre estas dos figuras contractuales ver

Tabla 13 Registro Oficial No 308 del 3 de Abril de 20084 El contrato suscrito con Ivanhoe ha sido objeto de polémica ya que fue otorgado sin llamamiento

a concurso público, argumentando que se lo hacía por el uso de una tecnología única en elmedio. Según los detractores, esta tecnología no ha sido debidamente probada en un entornosimilar al del bloque 20

5 En 1989 la UNESCO lo declara una reserva del programa “El hombre y la Biosfera”. El gobiernoecuatoriano lo declaró como Parque Nacional en 1979.

6 El hábitat de estos grupos, la Reserva Étnica Huaorani, fue declarada en febrero de 1999 comoZona Intangible de conservación restringiendo permanentemente cualquier tipo de actividadextractiva en la misma.

7 Vicepresidencia de la República, Documento Conceptual: Keeping ITT Oil Underground.8 Id.9 Id.10 Id.11 Id.12 El Comercio, “Petroecuador nunca suspendió plan de explotación del ITT”, del 13 de enero de

2010 y El Comercio, “Petroecuador convocará a un doble concurso para definir explotacióndel ITT”, del 1de julio de 2008

13 Yasuní – ITT, Ecuador: Towards a New Development Model.14 El Comercio, “Petroecuador con bajos resultados: Senplades”, del 17 de junio de 2008.15 De acuerdo a cifras de la Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador, las compañí-

as petroleras privadas dejaron de invertir cerca de 700 millones de dólares solo durante el pri-mer semestre de 2008.

16 Se han considerado los cerca de 3000 barriles diarios que producía City Oriente en el Bloque27 y que fueron revertidos a Petroecuador en Agosto 2008.

17 El Comercio, “El contrato de Agip, en la cuerda floja”, del 30 de diciembre de 200818 Tomando en cuenta que 110 mil barriles diarios es su potencial máximo. El Universo, “Refinería

de Esmeraldas a media capacidad por Reparación”, 12 junio de 2008.19 Incluye Diesel Premium20 Gas licuado de petróleo21 También es producido por las refinerías Libertad y Esmeraldas22 La Ley de Equidad Tributaria estipula que el precio base sea formalmente establecido en los

contratos y en casos extraordinarios (como fluctuaciones importantes) fijado por el Presidentede la República mediante decreto ejecutivo considerando el Índice de Precios al ConsumidorIPC de Estados Unidos.

23 Desde que se expidió la Ley 42 – 2006 hasta octubre de 2007 la participación sobre los exce-dentes estuvo fijada en 50%, a partir de octubre esa participación se incrementó hasta el 99%para reducirse en junio de 2008 al 70% en consonancia con lo dispuesto en el artículo 170 dela Ley de Equidad Tributaria.

24 El Comercio, “Ivanhoe firmó el contrato para explotar Pungarayacu”, del 10 de octubre de 2008.25 La reversión del Bloque 27, hasta ese entonces operado por City Oriente, a Petroecuador sig-

nificó el pago de cerca de 69 millones de dólares a la compañía en compensación por inver-siones no recuperadas. Este valor fue considerado como parte de los impuestos y dividendospendientes por la Ley 42 – 2006. City Oriente retiró las demandas que mantenía contra elEstado en el CIADI. El Comercio, “Petroecuador asumió oficialmente operaciones en ex bloquede City Oriente”, del 1 de agosto de 2008:

26 El Comercio, “El contrato de servicios se queda sin piso”, del 11 de diciembre de 200827 El precio referencia internacional esta determinado por la Ley de Hidrocarburos28 El Comercio, “Baja castigo para la venta de petróleo ecuatoriano”, del 10 de octubre de 2008.29 El monto exportado de derivados de los años 2003 y 2004 corresponden a la suma de las

exportaciones de Oil, Residuo, Combustible Mezcla y otros derivados.30 Dado que existen diferencia entre las fuentes entre el volumen y precio de exportación con

los montos totales de comercialización, se toma como fuente a Petroecuador como el agenteoficial de esta actividad.

31 Para la clasificación de la exportación de Venta Directa de Crudo Oriente de Petroecuador portipo de fuente se toma en cuenta el precio promedio de anual.

32 En el caso de empresas nacionales este valor varía al 2,5%33 Registro Oficial 676 del 3 de mayo de 1991 y Ley Reformatoria del Registro Oficial 152 del 19

de marzo de 1999.34 Ley 40 del Registro Oficial No. 248 del 7 de agosto de 1989 y su Reglamento del Registro

Oficial No. 330 del 19 de febrero de 1990.35 El Fondo tuvo sus inicios el 21 de septiembre de 1992 cuando fue aprobada la Ley 10 en el

Registro Oficial No. 30.36 Vale la pena aclarar que aunque la Ley establece que un parámetro para la distribución de

los recursos es la producción petrolera, su reglamento no contempla este parámetro.37 Registro Oficial No 386 (27 de octubre de 2006)38 Vale recalcar que la Ley de Equidad Tributaria eliminó las preasignaciones de los ingresos tri-

butarios, lo que explica, en parte, el considerable incremento de los ingresos tributarios.39 Son rubros de gasto corriente: Bienes y Servicios de Consumo, Gasto en Personal, Gastos

Financieros, Otros Gastos Corrientes, Previsiones para Reasignación y Transferencias yDonaciones Corrientes. Son rubros de gasto de capital/inversión: Bienes de Larga Duración,Bienes y Servicios de Producción, Bienes y Servicios para Inversión, Obras Públicas, OtrosGastos de Inversión, Transferencias y Donaciones de Capital y Transferencias y Donaciones deInversión. En la categoría “Otros” se agruparon: Amortización de la Deuda Pública, InversionesFinancieras y Pasivo Circulante.

40 Valores calculados en base a información oficial del Ministerio de Finanzas (2007 – 2008)41 Se refiere a la tasa de crecimiento observada entre el presupuesto devengado de Tesoro

Nacional 2007 (descontados los aportes fiscales corrientes y de capital) y el presupuesto deven-gado del Sectorial Gobierno Central 2008.

42 Representan los aportes recibidos sin contraprestación de servicios que serán destinados afinanciar gastos de operación (Definición tomada del Glosario General de Términos delMinisterio de Finanzas)

43 Representan los aportes recibidos sin contraprestación de servicios que serán destinados afinanciar gastos de capital e inversión (Definición tomada del Glosario General de Términos delMinisterio de Finanzas)

44 La información pública disponible para discutir los subsidios es el diferencial de los costos deimportación y los ingresos por venta de importación de derivados. No existe información públi-ca para analizar oficialmente el tema de los subsidios. La única información disponible es refe-rencial y en esa medida presenta importantes limitaciones.

45 De acuerdo a datos de la Dirección Nacional de Hidrocarburos y el Banco Central del Ecuadorentre 2003 y 2007 la producción nacional de Gasolina, Diesel y GLP cubre tan solo el 58%, 60%y 22% de la demanda interna respectivamente.

46 El diferencial entre ingresos por venta de derivados y costos de importación de los mismos per-mite tener una idea general del valor del subsidio destinado por el Estado para estos fines.

47 En 2007 el peso del diferencial en la importación de derivados con respecto al Presupuesto delGobierno Central fue de 14%.

48 Iluminando las Profundidades de las Industrias Extractivas, RWI, pag 9.49 Id.50 Siglas en Inglés51 Siglas en Inglés52 Iluminando las Profundidades de las Industrias Extractivas, RWI, pag 20, 21, 31,155.53 Durante el 2008, la página del Ministerio cambió constantemente. La evaluación presentada

considera los cambios realizados hasta las fechas de cada monitoreo.

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