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Informe 2

febrero 2010

Nuevos esquemas en polĂtica petrolera: Monitoreo de la Industria 2008

Lupa Fiscal

Nuevos esquemas en política petrolera: Monitoreo de la Industria 2008 CONTENIDO Introducción Principales hitos de la actividad petrolera durante 2008 Hitos de producción Hitos legales contractuales Producción de petróleo Producción y comercialización de derivados Generación de la renta petrolera Transferencias por actividades petroleras a los Gobiernos Autónomos Descentralizados Fondo para el Ecodesarrollo de la Región Amazónica Renta Petrolera y Evolución de los Ingresos y Gastos del Gobierno Central Subsidios a los derivados de petróleo Transparencia en el sector petrolero Conclusiones Acrónimos

2 2 3 3 5 8 11 14 14 17 19 21 23 23

El 2008 estuvo marcado por cambios legales e institucionales con influencia tanto sobre la gestión del sector petrolero como en la administración de las finanzas públicas. Estas reformas se propusieron incrementar el control y la participación del Estado en un sector tan estratégico para el desarrollo del país como el sector petrolero.

INTRODUCCIÓN en general, tuvieron como objetivo principal incrementar el control y la participación del Estado en un sector, que a partir de la nueva Constitución, es considerado estratégico para el desarrollo del país. Estos cambios observados en 2008 son un primer paso hacia la implementación de un nuevo modelo de gestión del sector que se irá consolidando a medida que se elaboren y aprueben nuevos instrumentos normativos e institucionales. Será importante analizar con detenimiento estas propuestas, para promover la inclusión de mecanismos claros de transparencia que a su vez permitan a todas y todos los ciudadanos conocer y participar en las decisiones de un sector crucial para el Ecuador.

El sector petrolero ecuatoriano es fundamental para la economía del país, así como para las finanzas públicas estatales, tanto del Gobierno Central, como de varios gobiernos autónomos descentralizados. Por esto, es importante generar información clara y sintetizada sobre la gestión de la industria, que permita a las y los ecuatorianos conocer cómo se gestiona uno de sus patrimonios más importantes. Por esta razón, Grupo FARO, con el apoyo del Revenue Watch Institute, presenta este nuevo número de la serie Lupa Fiscal, cuyo objetivo es mostrar los principales avances y retos de la industria, observados en el año 2008. Para esto se analiza el sector petrolero desde una perspectiva amplia con la evaluación de las principales variables, desde la extracción de los recursos del subsuelo, hasta la administración, por parte del Estado, de la renta generada.

PRINCIPALES HITOS DE LA ACTIVIDAD PETROLERA DURANTE 2008

El 2008 estuvo marcado por cambios legales e institucionales tanto en la gestión del sector petrolero, como en la administración de las finanzas públicas. Estas iniciativas,

En un contexto de crisis económica mundial, el ritmo de crecimiento de la demanda en el mercado de energía en general y el del petróleo en particular, se debilitó paulatina-

mente hasta sufrir una fuerte contracción a finales de 2008, pese a la expansión del consumo energético en China e India1. Los precios de los combustibles fósiles (principalmente el crudo) experimentaron variaciones constantes, lo que refleja una tendencia de crecimiento exponencial durante los primeros meses del año, para luego decaer en el último trimestre. Además del comportamiento en los precios determinados por los mercados internacionales de energía, las reformas impulsadas en el sector, entre otros, marcaron gran parte de los hechos que caracterizaron la vida nacional en materia petrolera. La política petrolera nacional se fijó como objetivos fundamentales la ampliación de la producción y la consolidación de una mayor participación en la renta petrolera con objetivos claros de sostenimiento de una política fiscal expansiva. Bajo esa premisa, los hitos observados durante 2008 se clasificaron de la siguiente forma: hitos de producción, hitos legales contractuales e hitos ambientales – sociales (Ver Recuadro 1).

Lupa Fiscal HITOS DE PRODUCCIÓN La producción petrolera nacional experimentó recortes para luego recuperarse relativamente hacia finales de 2008. La producción se vio afectada, esencialmente, por revisiones en las metas de producción de Petroproducción, por periódicas contracciones en la producción privada y por el pedido de reducción de cuota por parte de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) como se muestra en el siguiente análisis de coyuntura en el año 2008: • En enero, Petroecuador define ambiciosas metas de producción anual que alcanzan los 199 mil barriles diarios de petróleo (b.d.p.) y representan un incremento del 11% respecto al año 2007, así como también en metas de ejecución de programas de inversión por alrededor de 2.000 millones de dólares. De igual manera, se profundiza la relación con la OPEP y con el Gobierno Venezolano con la ratificación del acuerdo de intercambio de petróleo por combustibles que mantienen ambos países y con el anuncio formal sobre la constitución de una empresa mixta encargada del proyecto de Refinería del Pacífico en El Aromo, provincia de Manabí. • A mediados del mes de marzo se produce un atentado en las instalaciones de Agip Oil en el Bloque 10 con repercusiones sobre la producción petrolera nacional. Durante mayo, Repsol YPF anuncia eventuales reducciones en su producción debido a una escasa ejecución en sus planes de inversión, producto de una “incertidumbre contractual”. Por otro lado, Petroproducción anuncia el decrecimiento en sus metas anuales (4% menos de lo programado en enero) argumentando una declinación natural de sus pozos y la exploración infructuosa de algunos de sus campos. • Entre junio y julio el Ejecutivo hace oficial el recorte en las metas de producción de la estatal petrolera. En septiembre la OPEP anuncia la decisión de contraer su oferta (en 1,5 millones de barriles diarios) proporcionalmente entre sus 13 países miembros. En noviembre, el Gobierno Nacional anuncia el respeto y acato a la disposición de recorte de la OPEP, esto pese al aumento en el castigo por calidad del crudo ecuatoriano. Sin embargo, Petroecuador anuncia en diciembre el cumplimiento de sus metas de producción, mientras que el Ejecutivo

declara en emergencia a la estatal y sus filiales. Paralelamente, la disposición de la OPEP se convierte en un conflicto con Agip Oil pues se ordena la suspensión de su producción en el Bloque 10 hasta que las negociaciones se reinician en 2009.

HITOS LEGALES CONTRACTUALES Durante el 2008, el Ejecutivo se propone ampliar la frontera de producción, con el inicio de procesos de concesión en muchos pozos petroleros antes inexplotados (sobretodo campos marginales) y revisar sus relaciones con compañías petroleras lo que dio paso a rondas de renegociación de contratos de participación en búsqueda de contratos de prestación de servicios2. Además, se aprobó la Ley para la Recuperación del Uso de Fondos Petroleros y se ampliaron las relaciones estratégicas con Petróleos de Venezuela S. A. (PDVSA).

A lo largo del año, el Ejecutivo se propone ampliar la frontera de producción estatal, a través de la concesión de pozos inexplorados y la revisión de las condiciones contractuales con compañías, en búsqueda de una mayor participación sobre la producción privada. • Durante la primera parte del año, el Gobierno Nacional anuncia nuevas licitaciones petroleras que permitan una ampliación de la frontera petrolera. En enero, se instalan oficialmente las rondas de renegociación de contratos petroleros para modificarlos. En febrero se anunció el inicio del trámite de anulación del contrato de Petrobras en los Bloques 18 y Palo Azul, por la concesión del 40% del Bloque 18 a la Corporación Teikoku y sinnotificación previa a la autoridad competente. Así mismo, Petroecuador anuncia la posibilidad de terminar, por mutuo acuerdo, el contrato con City Oriente por discrepancias en los procesos de renegociación de su contrato en el Bloque 27. • A lo largo del mes de marzo terminan las

rondas de renegociación de los contratos de explotación con Petro Oriental en los Bloques 14 y 17 y se dan a conocer los contratos para la adjudicación de tres campos marginales (Singue, Pucuna y Puma). En los primeros días del mes de abril la Asamblea Nacional Constituyente aprueba la denominada Ley Orgánica para la Recuperación del Uso de los Recursos Petroleros del Estado y Racionalización Administrativa de los Procesos de Endeudamiento3 (Ver Recuadro 3) y se constituye oficialmente Petroamazonas, filial que a partir de ese momento operará el Bloque 15. • Entre junio y julio el Ejecutivo reduce el impuesto a las ganancias extraordinarias de 99% a 70% (en consonancia con lo dispuesto en la Ley de Equidad Tributaria) y anuncia el inicio del proceso de terminación del contrato con Perenco en los bloques 7 y 21. En agosto, Petroproducción asume formalmente la operación del Bloque 28 (City Oriente), firma un acuerdo de operación transitoria con Andes Petroleum que asegura una mayor participación en la producción y renta petrolera y el Presidente de la República anuncia el desarrollo de proyectos conjuntos (con las empresas petroleras estatales de Venezuela y Chile) en la faja del Orinoco a través de la empresa mixta Petronado. • En septiembre, en un contexto de caída en los precios internacionales del crudo, se presenta la proforma del Presupuesto General del Estado con un precio de 85 dólares por barril con el que se estima cubrir el déficit fiscal proyectado con ingresos petroleros. En octubre, Petroecuador convoca a una nueva licitación de campos marginales (Chanague, Eno – Ron, Ocano Peña Blanca), suscribe un contrato de prestación de servicios con la canadiense Ivanhoe4 para la exploración y explotación del campo Pungarayacu y alcanza un acuerdo transitorio (con vigencia de un año) con Petrobras en la búsqueda de un contrato de prestación de servicios. • A lo largo de noviembre, Petroecuador suscribe con Repsol YPF un acuerdo de similares características a los celebrados con Andes Petroleum y Petrobras. En diciembre, el precio del crudo ecuatoriano cae hasta alcanzar los 30 dólares por barril, lo que compromete seriamente la sostenibilidad de las finanzas públicas en general y del Presupuesto General del Estado (PGE) en particular.

Lupa Fiscal GRÁFICO 1. PRINCIPALES

HITOS PRODUCCIÓN 2008

Sabotaje a las instaclaciones de Agip Oil en el Bloque 10

Petroecuador anuncia una meta de 199 mil bdp al final del año

El Gobierno solicita ajustes en las proyecciones de producción de las privadas

Repsol anuncia una reducción en su producción. Petroecuador anuncia un ajuste en sus metas

Petroecuador asume la operación del Bloque 27 (City Oriente)

Se crea Petroamazonas para operar el Bloque 15

Petroecuador anuncia el cumplimiento de su meta

La OPEP decide contraer su oferta El Gobierno suspende la prodcción de Agip Oil

Rotura en uno de los tramos del SOTE que afecta las exportaciones

enero

febrero

GRÁFICO 2. PRINCIPALES

marzo

abril

mayo

junio

julio

agosto

septiembre

octutbre

noviembre

diciembre

HITOS LEGALES CONTRACTUALES 2008 Se firma acuerdo transitorio con Repsol YPF Se aprueba la Ley de Recuperación de Fondos Petroleros

Se inician la rondas de negociaciones de contratos

Se reduce el impuesto a las ganancias extraordinarias de 99% a 70%

Se anuncia la terminación del contrato con City Oriente

febrero

GRÁFICO 3. PRINCIPALES

Se crea la Vicepresidencia Corporativa de Gestión Ambiental, filial de Petroecuador

marzo

abril

junio

julio

agosto

septiembre

octutbre

noviembre

diciembre

HITOS AMBIENTALES Y RELACIONES COMUNITARIAS 2008 Proyecto ITT: Petroecuador convoca a un doble concurso a petroleras y ambientalistas

Proyecto ITT: se propone un canje de deuda con España

febrero

Proyecto ITT: El plazo para no explotar el Campo se extiende hasta enero de 2009 Petroindustrial suspende las indemnizaciones a poblaciones afectadas por derrame de diesel

Se producen derrames en Sucumbíos con fuertes reclamos de las comunidades

Se producen derrames en Santa Elena y el Bloque 16

enero

mayo

Se firma acuerdo transitorio con Petrobras y uno de servicios con Ivanhoe

marzo

abril

mayo

junio

julio

agosto

septiembre

octutbre

noviembre

diciembre

Fuente: Análisis de Notas de Prensa 2008

enero

Se firma acuerdo transitorio con Andes Petroleum

Lupa Fiscal RECUADRO 1. INICIATIVA ITT, UNA MIRADA DISTINTA A LA GENERACIÓN DE INGRESOS DE RECURSOS NO RENOVABLES El bloque 43, conocido como ITT se encuentra en el límite fronterizo de la región amazónica con Perú y se compone de los campos Ishpingo-TambocochaTiputini, de los que proviene su nombre. La mayor parte del bloque se encuentra en el Parque Nacional Yasuní, una reserva natural de bosque tropical, considerada como una de las más biodiversas del mundo5 y una reserva étnica por ser hogar de los pueblos nativos en situación de aislamiento voluntario como los Tageri – Taromenani, Huaorani, entre otros6. En junio de 2007, el Gobierno oficializa su posición de abstenerse a explotar esta reserva de petróleo y mantener el crudo bajo tierra indefinidamente. Así, mediante el lanzamiento oficial de su proyecto “Modelo Yasuní – ITT”7, se buscó la conservación intacta de parte de la reserva del Parque Nacional Yasuní. La iniciativa centró sus esfuerzos en la obtención de contribuciones de la cooperación internacional para el fondo Yasuní-ITT y compensar al menos el 50% de lo que se percibiría si se explotaran cerca de mil millones de barriles (20% de las reservas petroleras totales) que yacen en el bloque8. La explotación del ITT implicaría la producción de aproxi-

El objetivo central del proyecto era el de fomentar la corresponsabilidad de otros países por el calentamiento global, el respeto a los pueblos, la dignidad humana y la lucha contra la pérdida, sin posibilidad de retorno, de una biodiversidad en un modelo alternativo para la economía postpetrolera11. Para ello, el Gobierno mantuvo una comisión de negociación que promovió la iniciativa a escala internacional. En marzo de 2008 el Gobierno ecuatoriano planteó al Gobierno español el mecanis-

El debate se profundizó cuando la capacidad de producción petrolera en el país decayó desde 2007 en contraste con la necesidad de ampliar la frontera de producción de Ecuador dada la dependencia del desarrollo del país hacia el petróleo y el requerimiento de mayor crudo para la futura producción de derivados en la Refinería El Aromo. De acuerdo a investigaciones con las actuales reservas probadas, la producción ecuatoriana solo durará alrededor de 30 años13.

DE LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO A NIVEL NACIONAL (2003 – 2008) (MILLONES DE BARRILES)

200

Fuente: Dirección Nacional de Hidrocarburos (2003 - 2008)

En la práctica, existen múltiples factores para explicar la baja en la producción petrolera nacional. En primer lugar, la producción de Petroecuador enfrentó dificultades sistémicas. Durante el primer semestre del 2008, el plan de inversio-

mo de canje de deuda por la no explotación del ITT y en junio del mismo año el proyecto de compensación se presentó al Parlamento Alemán, que aprobó una moción de apoyo a la iniciativa en la que pedía el soporte de su Gobierno. Ambos países dispusieron realizar estudios para observar la efectividad de la propuesta y en mayo, el directorio de Petroecuador acordó impulsar su plan de explotación mediante el proyecto de extracción del área norte del ITT (campo Tiputini), para que en julio Petroecuador aperture un doble concurso a petroleras y ambientalistas, con lo que puso en marcha una segunda opción12 (ver Gráfico 3). No obstante, el Gobierno decide extender el plazo de octubre, mes en el que dispuso el primer vencimiento, a enero de 2009, para finalmente en febrero del mismo año determinar un plazo indefinido.

GRÁFICO 4. EVOLUCIÓN

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Si bien la producción petrolera nacional presentó una recuperación relativa entre 2003 y 2006, diversos factores determinaron su reducción durante los últimos años (Gráfico 4). En efecto, después de alcanzar una producción tope cercana a los 196 millones de barriles anuales en 2006, ésta declinó durante 2007, con una caída que se profundizó a lo largo de 2008, año en el que la producción se fijó en 185 millones de barriles. Entre 2006 y 2007 el volumen de producción de crudo se contrajo en un 5%, mientras que el declive entre 2007 y 2008 fue menos dramático, suponiendo un decrecimiento del 1%.

madamente 100.000 barriles diarios de crudo extra-pesado, con una utilidad anual mayor a 700 millones de dólares9. Estos ingresos serían receptados en un tiempo no menor a 5 años, dado que este es el tiempo que requieren los procesos de extracción para proveer del recurso mineral otros trece años y posteriormente ingresar en una fase de declinación los siguiente doce años, terminando así con la fuente de crudo10. La propuesta sostiene que la administración de los recursos se realice a través de un agente externo mediante un fideicomiso, entendido como una cuenta donde el dinero depositado se utilice según ciertas premisas, acordadas previamente entre los involucrados para el beneficio del país. Si el Estado no recibe ofertas compensatorias para mantener el crudo bajo tierra, los campos mencionados entrarían a licitación.

MILLONES DE BARRILES

193

194

196 187

185

2007

2008

154 150

100

0 2003

2004

2005

2006

Lupa Fiscal nes presentó una ejecución relativamente baja; la Estatal invirtió hasta junio de 2008 solamente el 12% de la inversión programada al inicio del año14, lo que en parte devino en la revisión de sus metas de producción 2008, ya mencionadas. Sin embargo, la ejecución del plan de inversiones incrementó significativamente durante el segundo semestre, alcanzando una ejecución del 67% (similar a la ejecución del año 2007, 63%) y mejorando también la producción. Por otro lado, la explotación de algunos de sus campos y pozos, entre los que se cuentan los más importantes de la actividad petrolera del país, enfrentó nuevamente el proceso de declinación natural que determina menores niveles de producción cada año. Los denominados pozos maduros (Shushufindi, Sacha, Auca, Libertador, Lago Agrio, Cuyabeno), en su mayoría operados actualmente por Petroecuador, representaron, en promedio, el 25% de la producción nacional durante la última década. Sin embargo, como se observa en el Gráfico 5, el volumen de producción de los campos maduros declinó desde 2003 (aunque con una leve recuperación en 2008 producto de procesos de reacondicionamiento de los mismos) y su contribución en la producción nacional ha disminuyó en el tiempo, pasando de un 32% en 2003 a un 24%

GRÁFICO 5. MILLONES DE BARRILES

de renegociación de sus contratos que tiene como finalidad, pasar de figuras contractuales de participación, a contratos de prestación de servicios. Como se aprecia en el Gráfico 6, entre 2007 y 2008 la producción de empresas privadas con contratos de participación cae en un 6% mientras que sus programas de inversión y mantenimiento se reducen significativamente15. Por el contrario, otras formas de contratación ampliaron relativamente su producción durante ese período, como es el caso de las compañías que operaban bajo contratos de campos marginales, alianzas operativas y contratos de prestación de servicios, cuya producción conjunta creció en un 1%.

en 2008. Cabe destacar que la eventual recuperación de estos campos implica altos niveles de inversión, porque requiere la incorporación de costosa tecnología. Otro factor que influyó en la caída de la producción nacional es que, paralelamente, la producción asociada a la operación de las compañías privadas experimentó recortes continuos. Si bien entre 2007 y 2008 factores como los conflictos en Dayuma, desperfectos y roturas en la red de transporte del crudo y medidas de hecho de trabajadores impactaron sobre la producción de algunas compañías, la causa más importante de la reducción reside en hechos de naturaleza jurídica. A partir de 2006, año en que entra en vigencia la Ley 42-2006 que reglamenta la distribución de las ganancias extraordinarias generadas por aumentos en los precios del crudo (Ver Recuadro 2), la producción de las compañías privadas, especialmente aquellas que operaban con contratos de participación, describe una tendencia a la baja. Las petroleras instrumentan recortes bajo el argumento de “incertidumbre contractual”, sobre todo después de que, a finales de 2007, se emitieron decretos ejecutivos con modificaciones a la Ley de Reparto (abogando por una mayor participación del Estado) y que, a principios de 2008, se anuncia el inicio de un proceso

Paralelamente, la reincorporación del país a la OPEP incidió en eventuales contracciones en la oferta de crudo nacional durante 2008. En el segundo semestre del año, la OPEP dispone la reducción de cuotas de producción para todos sus países miembros, con el objeto de controlar la caída sostenida en los precios internacionales del petróleo. En Octubre, esta decisión significó para el país, un recorte en su techo de producción de 520 mil barriles diarios, a 493 mil.

PRODUCCIÓN DE CAMPOS MADUROS (2003 – 2008) (MILLONES DE BARRILES) 49

49 48 48

48 47 46 45

45 44

44 43 42 41 2003

2004

2005

2006

2007

2008

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

Fuente: Dirección Nacional de Hidrocarburos (2003 – 2008)

El Gobierno Nacional solicitó un tratamiento preferencial para su producción, para luego anunciar el respeto irrestricto de lo dispuesto por el Cartel. No obstante, la producción no se redujo en la magnitud esperada durante noviembre y diciembre (Gráfico 7), meses en los que la producción diaria debió ubicarse en 493 mil barriles de petróleo, para cumplir la cuota impuesta por la OPEP. Pese al anuncio de reajuste en la meta de producción de Petroecuador en mayo (menor en un 4%), la Estatal experimentó una recuperación en el segundo semestre que le permitió producir cerca de 184 mil barriles diarios en diciembre16. Por su parte, las compañías privadas mantuvieron una producción promedio de 238 mil barriles diarios con tendencia a la baja hacia finales de 2008. Sin embargo, la medida de recorte afectó la relación contractual que se mantenía con Agip Oil en el Bloque 10, anunciándose a finales de diciembre, la terminación unilateral de su contrato y la suspensión definitiva de su producción (con la que se pretendía cumplir con el 50% de la reducción impuesta por la OPEP)17. La política petrolera nacional trató de contrarrestar los problemas en la producción petrolera nacional a través de diferentes mecanismos. Frente a la caída en los pre-

Lupa Fiscal GRÁFICO 6.

EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE COMPAÑÍAS PRIVADAS OPERANDO CON CONTRATO DE PARTICIPACIÓN (2003 – 2008) (MILLONES DE BARRILES)

cios del crudo ecuatoriano, las iniciativas se concentran en mejorar el potencial productivo de la actividad petrolera e institucionalizar la producción estatal. Por ejemplo, en abril de 2008 se constituye la empresa Petroamazonas para la administración del Bloque 15, con excelentes resultados operacionales a lo largo del año. Además, se impulsaron licitaciones y se establecieron alianzas estratégicas precisamente con el objetivo de ampliar la frontera productiva nacional. A través de ellas se promovió la recuperación de campos maduros como Sacha (en cooperación con PDVSA), se adjudicaron pozos con una serie de desafíos técnicos como Pungarayacu (Ivanhoe) y se concesionaron campos marginales que permanecían inexplorados como Singue, Pucuna y Puma, entre otros. Paralelamente se privilegió la incorporación de nuevos pozos y el reacondicionamiento de otros en operación, así como la inversión en infraestructura y optimización de de las Redes de Tuberías y Oleoductos Secundarios. El reto persiste en llevar a cabo mecanismos de contratación transparentes que garanticen la selección de las mejores ofertas técnicas y económicas.

MILLONES DE BARRILES

98,4

100

92,5

80 Fuente: Dirección Nacional de Hidrocarburos (2003 - 2008)

Contratos de Participación Otras formas Contractuales 60

30,5

30,3

0 2007

GRÁFICO 7.

2008

PROMEDIO BARRILES DIARIOS PRODUCIDOS POR TIPO DE COMPAÑÍA POR MES DURANTE 2008 (MILES DE BARRILES) Petroecuador

Total

Privadas

Fuente: Dirección Nacional de Hidrocarburos (2008), Banco Central del Ecuador

MILES DE BARRILES

500

Anuncio meta Petroecuador a 199 mil bpd

Anuncio OPEP reducción cuotas

Reajuste meta Petroecuador a 172 mil bpd

400

300

200

100

0 ene

feb

mar

abr

may

jun

jul

ago

sep

oct

nov

dic

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 también a los volúmenes producidos por la Unidad de Administración del Bloque 15 que operó hasta abril de 2008.

Lupa Fiscal PRODUCCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN DE DERIVADOS

GRÁFICO 8.

DESTINO DE LA PRODUCCIÓN DE CRUDO SEGÚN ACTIVIDAD 2008 (PORCENTAJE)

Dentro de la actividad petrolera, la producción de derivados es una función estratégica del Estado. Durante el 2008, cuatro de cada diez barriles de crudo (42%) producidos por Petroproducción fueron entregados al mercado interno para su refinación (Gráfico 8).

r ca ro Hid de

r bu

Mercado Interno (Refinerías) 42%

al ion Nac

GRÁFICO 9.

Exportación 58%

cción Fuente: Dire

Los 57,1 millones de barriles que ingresaron para ser procesados, confluyeron en aproximadamente, la misma cantidad de barriles de derivados (56,5 millones de barriles). La producción creció en cinco millones de barriles (9,5%) respecto a 2007 y se marcó una tendencia al alza respecto a años anteriores (Gráfico 9). Esto se debe, claramente, a un mejor desenvolvimiento de la Refinería Esmeraldas. En 2008 generó el 62% de esta producción trabajando apenas al 87% de su capacidad18. Si esta hubiera aprovechado al máximo su potencial, la producción nacional habría alcanzado los 62 millones de barriles (5,2 millones de barriles adicionales). El restante de la producción de derivados fue básicamente procedente de la refinería Libertad (26%) y Amazonas (10,7%).

(2 0

08 )

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

MILLONES DE BARRILES

Fuente: Dirección Nacional de Hidrocarburos (2003-2008)

52 52 51 50 50

44 2003

2004

2005

2006

2007

2008

Lupa Fiscal DISTRIBUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE DERIVADOS POR TIPO 2008 (PORCENTAJE)

Otros 5% Gasolina Súper 3%

Fuel Oil 40%

G.L.P. 4%

Gasolina Extra 14%

Diesel 22%

Hid ro

Residuo 7%

car bur os ( 2008 )

Jet Fuel 5%

Durante el 2008, cuatro de cada diez barriles de crudo producidos por Petroproducción fueron entregados al mercado interno para su refinación.

GRÁFICO 10.

cio na l

Los derivados más importantes fueron, Fuel Oil, Diesel19, Gasolina Extra y Gasolina Súper que juntos acumularon el 76% de lo refinado, como se observa en el Gráfico 10. Adicionalmente, el Estado produce gas licuado de petróleo (GLP20), proveniente principalmente de la Planta Shushufindi21, que en 2008 registró una producción de más de dos millones de barriles. Su participación fue apenas del 4% del total producido de derivados, no obstante registró, respecto a 2007, un crecimiento de su volumen del 37% (602 mil barriles).

Fue

n ció ec Dir : nte

RECUADRO 2. IMPUESTO A LAS GANANCIAS EXTRAORDINARIAS Y RENEGOCIACIÓN DE CONTRATOS En abril de 2006 se expide la Ley 42-2006, reformatoria de la Ley de Hidrocarburos. Por medio de ella se estableció una mayor participación del Estado en los ingresos que se generaran como producto de variaciones no previstas en los precios internacionales del crudo. Así, a medida que se produjeran incrementos en los precios del petróleo consagrados en los contratos, el Fisco aseguraría una participación de al menos el 50% sobre las ganancias extraordinarias. La disposición no fue bien recibida por las compañías petroleras sujetas a la Ley, es decir por aquellas que mantenían contratos de participación. Algunas de ellas, Repsol YPF, Perenco y City Oriente recurrieron al Centro Internacional de Arbitraje del Banco Mundial (CIADI), demandando al Estado ecuatoriano por supuestos perjuicios provocados por cambios en la normativa de sus contratos. A través del Decreto Ejecutivo 662, del 4 de octubre del 2007, se modifica la Ley 42 – 2006 con el propósito de garantizar una

mayor participación sobre la distribución de estos ingresos. Por medio de la nueva reforma, el Estado captaría el 99% de las ganancias generadas por incrementos en los precios del crudo. Posteriormente, en junio de 2008, la participación se fija en 70%, armonizándola con lo dispuesto en el artículo 170 de la Ley de Equidad Tributaria. La distribución se aplica con respecto a la diferencia (ajustada por inflación y calidad) entre el precio suscrito en los contratos (precio base) y el precio internacional vigente de los barriles producidos por la Compañía antes de repartir su participación al Estado. Este precio se refería al valor de comercialización, contemplado al suscribirse los contratos (17 USD por barril), aunque posteriormente se revisó y finalmente se negoció en 48 USD por barril entre octubre y noviembre de 200822. Inicialmente, la norma legal contempló que el Fisco distribuyera y administrara estos recursos de acuerdo a su calidad: los recursos provenientes de la venta de crudo inferior a 23 grados API se acreditarían en la Cuenta Especial de Reactivación Económica, Productiva y Social (CEREPS)

mientras que los de origen de crudo de mejor calidad se depositarían en una cuenta creada para ese fin. Posteriormente, en octubre de 2006, el Procurador General del Estado de ese entonces, dispone que los recursos provenientes del crudo de mejor calidad pasen a formar parte del Presupuesto General del Estado. En ese mismo sentido entra en vigencia la Ley Orgánica de Creación del Fondo Ecuatoriano de Inversión en los Sectores Energético e Hidrocarburífero (FEISEH), la que estipula que todos los recursos de la Ley 42 – 2006, sin excepción, se incorporen al Presupuesto General del Estado acreditándolos en la cuenta corriente No. 01110063 “CCU FONDOS ESPECIALES MEF LEY REFORMATORIA LEY DE HIDROCARBUROS”. A partir de abril de 2008, mes en el que se expide la Ley Orgánica para la Recuperación del Uso del los Recursos Petroleros y Racionalización Administrativa, los depósitos de estos recursos se realizan en la Cuenta Corriente Única del Tesoro Nacional No. 01110006. En el Gráfico 11 se observan los valores de impuesto causado23, los pagos acreditados y los valores pendientes asociados a

Lupa Fiscal GRÁFICO 11.

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

compañía que produce, cuáles los mecanismos de reparto frente a eventuales fluctuaciones en los precios, etc. La adopción de una u otra depende fundamentalmente de las expectativas del Estado para consolidar una mayor participación sobre la renta petrolera, la misma que está determinada por las condiciones del mercado petrolero mundial.

MILLONES DE DÓLARES

3 5. 00

3.404

3.000

2.037 2.000

1.500

1.400

1.000

30,5

500

0 Causado

la aplicación de la Ley 42 – 2006 entre abril 2006 – diciembre 2008. A lo largo de este período se generaron cerca de 3.400 millones de dólares por concepto del impuesto a las ganancias extraordinarias. Hasta diciembre de 2008, las compañías cancelaron alrededor de 2.037 millones de dólares, con lo que quedaron pendientes, valores por 1.400 millones de dólares. Repsol YPF y Andes Petroleum fueron las compañías con mayores impuestos causados, 941 y 570 millones de dólares respectivamente, y con mayores pagos efectuados: 548 y 570 millones de dólares respectivamente. La mayor parte de las

Pagado

Pendiente

compañías demostraron su inconformidad frente a la norma por considerarla ilegal. En general, la Ley 42 - 2006 fue concebida como un medio para garantizar un reparto más equitativo de la riqueza petrolera y paralelamente sirvió como plataforma para impulsar un proceso de renegociación de los contratos de participación hacia contratos de prestación de servicios. Como se aprecia en la Tabla 1, las diferencias entre estas dos formulas contractuales, se basan en aspectos tales como: quién asume el riesgo de la actividad, cuál es la modalidad de pago a la

Fuente: Ministerio de Finanzas (2006 – 2008)

2.500

En enero de 2008 iniciaron las rondas de renegociación con cinco compañías quienes operaban con contratos de participación: Repsol YPF, Perenco, City Oriente, Petrobras y Andes Petroleum. Las negociaciones giran en torno a tres puntos fundamentales: la aplicación de la Ley 42 – 2006, incluida la definición del precio base; la instancia de arbitraje internacional frente a posibles controversias (El Estado plantea órganos alternativos al CIADI); y la instauración de contratos de prestación de servicios. Las rondas de negociación se llevaron a cabo a lo largo de 2008 en donde se suscribieron acuerdos transitorios con Andes Petroleum, Petrobras y Repsol y dándose por terminado la relación contractual con City Oriente25 por mutuo acuerdo. Los convenios transitorios tendrían una duración de un año, contemplando una mayor participación del Estado en la producción y la vigencia de la Ley 42 – 2006 en el reparto de las ganancias extraordinarias. Perenco no llegó a un acuerdo durante ese período. La caída en los precios del petróleo a partir del segundo semestre de 2008 puso en riesgo la viabilidad económica de los contratos de prestación de servicios porque el Estado no estaría en capacidad de financiar las tasas propuestas para la prestación del servicio (entre 30 y 45 USD por barril extraído26).

TABLA 1. CONTRATOS PETROLEROS DE PARTICIPACIÓN VS CONTRATOS POR PRESTACIÓN DE SERVICIOS Riesgo Pago por Servicios

Fluctuación en los Precios

Compañías operando bajo la figura

CONTRATOS DE PRESTACIÓN DE SERVICIOS El riesgo asociado a la fase de exploración y comercialización es asumido por el Estado. El Estado es propietario de toda la producción y reconoce un tasa que incluye costos de operación, inversiones y márgenes de ganancia. No se prevén mecanismos de reconocimiento a las compañías frente a variaciones positivas en los precios.

Agip opera bajo prestación de servicios con tasas que se fijan en función de costos, Ivanhoe firmó un contrato de servicios que contempla el pago de una tasa fija (37 USD ).

CONTRATOS DE PARTICIPACIÓN El riesgo global de la operación es asumido por la Compañía Contratante. La Compañía recibe parte del crudo que produce de acuerdo a los términos establecidos en el contrato. Hasta antes de la entrada en vigencia de la Ley 42 – 2006 (abril de 2006) no se normaba la participación del Estado frente a fluctuaciones en los precios. La Ley y sus reformas, así como el artículo 170 de la Ley de Equidad Tributaria establecen una participación del 70% sobre las ganancias extraordinarias durante el proceso de modificación a contratos de servicios. Repsol, Perenco, Andes Petroleum, Petro Oriental y Petrobas operan bajo esta fórmula contractual. Tan solo el contrato de Andes Petroleum establece claramente el reparto de ganancias extraordinarias (50%)cuando el precio supere los 17 USD por barril.

Lupa Fiscal GENERACIÓN DE LA RENTA PETROLERA

país. Este escenario es el resultado de una coyuntura internacional de precios records del barril de petróleo en el mercado hidrocarburífero en 2008.

La renta petrolera se constituye, mayoritariamente, de los ingresos petroleros obtenidos por la exportación de crudo y derivados por parte del Estado ecuatoriano. En general, tanto el volumen de petróleo exportado por Petroecuador, como los precios del crudo y sus productos refinados, registraron una tendencia al alza durante los últimos años (Gráfico 13), lo que se traduce en mayor renta para el

GRÁFICO 12.

Durante el 2008, como se observa en el Gráfico 12, los precios a los que, efectivamente, se vendieron los barriles de crudo y derivados, alcanzaron valores mayores a los cien dólares. A principios de año, el valor de precio del crudo bordeaba los 77 dólares, mientras que en junio alcanzó un tope máximo de 119 dólares por barril

para luego bajar a 26 dólares en diciembre. Estos cambios de valores evidenciaron un aumento de 42 dólares entre enero y junio que representaron un crecimiento del 54% y una caída de 93 dólares entre junio y diciembre (-78%). Esta disminución es la más drástica registrada, desde hace más de una década, pasando de un monto récord, a niveles similares a los de finales del 2003. A pesar de estas variaciones, el crudo ecuatoriano se vendió, en 2008, con el precio más alto de la última década. Esta misma situación se evidencia

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

DÓLARES POR BARRIL EXPORTADO

119 12 0 97 100

102 Fuente: Banco Central del Ecuador (2008)

80 81 60

66 63

30 Crudo

Derivados 26

0 Ene 08

GRÁFICO 13.

140

Feb 08

Mar 08

Apr 08

May 08

Jun 08

Jul 08

Ago 08

Sep 08

Oct 08

Nov 08

Dic 08

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

DÓLARES POR BARRIL

120

Fuente: Banco Central del Ecuador (2003-2009)

100

Precio Referencial Internacional WTI Precio Referencial del Crudo Nacional (Oriente)

0 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 Jul 08

Oct 08 Ene 09 Apr 09

Lupa Fiscal para la venta de derivados durante el 2008, tomando en cuenta que los precios desde mediados de año son muy cercanos a los del crudo. La coyuntura internacional, marcada por una crisis financiera que empezó en 2008, remarcó los precios del crudo y productos

GRÁFICO 14.

refinados en el mercado externo. Sin embargo, vale recalcar que debido al “castigo” impuesto al crudo ecuatoriano por su menor calidad, este se cotiza en un precio 16% menor al precio referencial, el West Texas Intermediate (WTI)27. El castigo es un descuento que Petroecuador aplica al crudo de exportación para poder

colocarlo en el mercado internacional y varía de acuerdo a las necesidades del Estado y las condiciones del mercado28. Las exportaciones de crudo de Petroecuador alcanzaron 77 millones de barriles en 2008, el nivel más alto de los últimos seis años; el precio promedio de 83 dólares por

EVOLUCIÓN DE LOS BARRILES EXPORTADOS DE CRUDO Y PRECIO DE VENTA 2003-2008 (MILLONES DE BARRILES Y DÓLARES) DÓLARES POR BARRIL

MILLONES DE BARRILES EXPORTADOS

80 Precio Crudo Petroecuador

Barriles Exportados

70 67

70 54 50

30 26 20

10 0

0 2003

GRÁFICO 15.

2004

2005

2006

2007

Fuente: Banco Central del Ecuador (2003-2008)

60 60

2008

EVOLUCIÓN DE LOS BARRILES EXPORTADOS DE DERIVADOS Y PRECIO DE VENTA 2003-2008 (MILLONES DE BARRILES Y DÓLARES) DÓLARES POR BARRIL

MILLONES DE BARRILES EXPORTADOS

Barriles exportados

Precio Derivados

15 14

50 40 30

20 10

0 2003

2004

2005

2006

2007

2008

Fuente: Banco Central del Ecuador (2003-2008)

Lupa Fiscal barril, el más alto en el mismo período (Gráfico 14). Las ventas registraron una tasa de crecimiento promedio anual del 10% y los precios de exportación aumentaron once dólares en promedio por año. Este marcado ritmo de incremento de los precios permitió generar un alto nivel de renta para el Estado ecuatoriano. Según Petroecuador el monto de ingresos por exportación de crudo, realizado por la entidad, es de alrededor de 6.461 millones de dólares durante el 2008, registrando un crecimiento del 61% con respecto a 2007.

GRÁFICO 16.

La exportación de derivados cayó ligeramente en 2008 (86 mil barriles que significó un descenso de 0,6%) con 15 millones de barriles. El precio de venta por cada barril vendido en el extranjero incrementó cerca de 20 dólares con respecto a 2007, pasando de 56 a 75 dólares y registrando un monto de 1.137 millones de dólares (Gráfico 15).

4.000

La renta petrolera además de las exportaciones de crudo y derivados, se compone de lo obtenido por las ganancias extraordinarias (ver Recuadro 2) y otras imposiciones al sector privado. El total de la renta petrolera durante este año fue de 8.495 millones de dólares. Para comprender el origen de la renta se la puede clasificar por fuente de ingresos. Más de la mitad de los ingresos de este recurso proviene de la exportación realizada por Petroecuador con 4.686 millones de dólares (55%). A continuación, los rubros ordenados por importancia fueron: la renta proveniente de la exportación a través de otros contratos de servicios (alianzas operativas, prestación de servicios y servicios específicos) con 1.520 millones de dólares (18%), la exportación de la producción que le corresponde al Estado de los contratos de participación con 1.439 millo-

15%

MILLONES DE DÓLARES

6.000

85%

5.000 Derivados

Crudo

18% 14% 82%

Fuente: Petroecuador30 (2003-2008)

86% 3.000 17% 2.000

83%

18% 18%

1.000

82%

82% 0 2003

2004

nes de dólares (17%), el excedente del precio de crudo calculado sobre el que se contempla en los contratos petroleros con 676 millones de dólares (8%) y los valores recaudados por leyes para compensar a los

GRÁFICO 17.

2005

2006

2007

2008

Gobiernos autónomos descentralizados de la Amazonia a través de fondos que se alimentan de imposiciones al sector privado con 174 millones de dólares (2%). Estas tres leyes serán explicadas a continuación.

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

MILLONES DE DÓLARES

5.000 4.686 4.500 4.000 Fuentes: Petroecuador, Ministerio de Finanzas, ECORAE.

El monto total de ingresos por exportación de crudo y derivados durante el 2008 correspondió a 7.598 millones de dólares, que resulta ser 56% mayor a los ingresos de 2007. Este es el valor más alto durante los últimos seis años. A pesar que los ingresos por la exportación de crudo corresponden al 83% durante este período, también existe una considerable entrada de recursos por la comercialización internacional de derivados que tuvo un peso del 17%. Esta proporción fue constante a lo largo de los años de explotación petrolera (Gráfico 16). El valor de ingresos por exportación de hidrocarburos es aproximadamente seis veces lo obtenido en 2003 y la tasa de crecimiento anual fue del 42% en los últimos seis años.

7.000

INGRESOS PETROLEROS POR EXPORTACIÓN DE CRUDO Y DERIVADOS 2003-2008 (MILLONES DE DÓLARES Y PARTICIPACIÓN DE SOBRE LOS INGRESOS TOTALES)29

3.500 3.000 2.500 2.000 1.520

1.500

1.439

1.000

676*

500 174 0 Petroecuador

Contratos de Otros Servicios

Participación Contratos

Ganancias Extraordinarias

Imposiciones al Sector Privado

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

Lupa Fiscal TRANSFERENCIAS POR ACTIVIDADES PETROLERAS A LOS GOBIERNOS AUTÓNOMOS DESCENTRALIZADOS La Constitución del Ecuador dispone, en su artículo 274, que todo Gobierno local en cuyo territorio se exploten o industrialicen recursos naturales no renovables tiene derecho a participar de las rentas que perciba el Estado por esta actividad. Actualmente, la explotación petrolera se realiza principalmente en la región amazónica y se industrializa en la provincia de Esmeraldas. Los recursos petroleros en el año 2008 se distribuyeron principalmente a estos gobiernos locales a través de tres mecanismos: el Fondo para el Ecodesarrollo, las Rentas Sustitutivas (Ley 40) y el Fondo de Desarrollo Amazónico (Ley 122). Se dio fin a la distribución de los fondos de Rentas Sustitutivas y de Desarrollo Amazónico en el momento que se puso en vigencia de la Ley Orgánica para la Recuperación de Recursos Petroleros, aprobada en abril de 2008. A pesar de que este marco legal eliminó la asignación directa de estos fondos, el Estado aún continúa con la recaudación de los mismos. Por un lado, las Rentas Sustitutivas implicó el cobro de un gravamen de cinco centavos de dólar por cada barril de crudo transportado por Sistema de Oleoducto Transecuatoriano (SOTE) que tiene el objeto de compensar a las provincias de Napo, Esmeraldas, Sucumbíos, Orellana y Pastaza, por donde pasa el conducto. Por otro lado, el

GRÁFICO 18.

FONDO PARA EL ECODESARROLLO DE LA REGIÓN AMAZÓNICA

Fondo de Desarrollo Amazónico se sostuvo a través de un gravamen de 4,5% por cada servicio facturado por una empresa extranjera o 2,5% por una nacional a Petroecuador o a alguna de sus filiales32 y se distribuye en los gobiernos seccionales de la región amazónica.

Aunque la mayoría de las preasignaciones provenientes de los ingresos petroleros se eliminaron mediante la Ley Orgánica para la Recuperación de Uso de los Recursos Petroleros, se mantuvo el Fondo para el Ecodesarrollo de la Región Amazónica. Este se alimenta del pago de un dólar por cada barril de petróleo que se extraiga de la Amazonia y se comercialice en los mercados internos y externos. La normativa que regula su estructura y distribución es la Codificación de la Ley 10 del Fondo para el Ecodesarrollo Regional Amazónico y de Fortalecimiento de sus Organismos Seccionales aprobada en 200335 y que a su vez se modificó tres veces hasta mediados del 2008. El Fondo ahora se distribuye a todos los niveles de gobierno, incluyendo las juntas parroquiales. Para la distribución, 40% se distribuye en partes iguales entre cada institución y 60% se distribuye de acuerdo a la población de su territorio. La distribución definitiva se explica en el Gráfico 1936.

Como lo indica el Gráfico 18, el Fondo para el Desarrollo Amazónico alcanzó, en 2008, los 17,7 millones de dólares con un crecimiento del 21% con respecto a 2007. Esta se distribuye entre 41 municipios y 6 Consejos Provinciales en las provincias de Orellana, Pastaza, Napo, Sucumbíos, Zamora Chinchipe y Morona Santiago en la región amazónica. De acuerdo a la Ley 12233 que determinó esta repartición, una primera mitad del Fondo está orientada a los Consejos Provinciales y la otra mitad se dividió en un 20% para los municipios capitales y el restante 30% se repartió equitativamente entre los restantes municipios de cada provincia. El fondo de las Rentas Sustitutivas34 acumuló un total de 2,7 millones de dólares, con un incremento del 7% a lo obtenido en 2007. De este total se destinó 50% para los municipios y el otro 50% para los consejos provinciales entre cinco provincias: Esmeraldas, Napo, Orellana, Pastaza y Sucumbíos. La repartición municipal y provincial se realizaba de forma igualitaria entre todos estos gobiernos seccionales de cada provincia. El propósito del Fondo fue el mejoramiento de la infraestructura de la región.

El monto total, efectivamente recaudado durante el 2008 para este fondo, era de 153,4 millones de dólares, con un crecimiento del 84%. De acuerdo al Instituto para el Ecodesarrollo Regional Amazónico (ECORAE) el valor que recibieron cada receptor fue: a) 87,7 millones de dólares para los municipios, 43,2 millones de dólares para consejos provinciales; b) 8,6 millones de dólares para el Fondo de Desarrollo Parroquial Amazónico; y c) 13,9 millones de dólares para el Fondo Regional Amazónico administrado por el ECORAE (Tabla 2).

RECURSOS TOTALES DE FONDOS PARA GOBIERNOS SECCIONALES 2007-2008 (MILLONES DE DÓLARES)

MILLONES DE DÓLARES

140 120 100

2007 83,41

2008

80 60 40 14,61

17,70 2,49

2,67

0 Fondo para el Ecodesarrollo

Fondo para el Desarrollo Amazónico

Rentas sustitutivas (SOTE)

Fuentes: ECORAE y Ministerio de Finanzas (2003-2008)

153,38

160

Un análisis de la distribución por provincia muestra que el Fondo de Ecodesarrollo además de repartir las provincias de la región Amazónica incluye a dos municipios de las provincias de Chimborazo y Tungurahua a través de los cantones de Penipe y Baños, respectivamente. Como se observa en el Gráfico 20 una buena parte de las provincias con mayor índice de pobreza es la que recibe menor cantidad de recursos del sector petrolero por persona. Orellana, la provincia de mayor nivel de pobreza (87% medida a través de necesidades básicas insatisfechas), que a su vez es una de las de mayor producción petróleo, recibe entre los rubros más bajos del Fondo de Ecodesarrollo. Aquí se evidencia la falta de criterios adecuados para una distribución de estos recursos que considere las necesidades específicas de cada territorio, en especial de los que se extrae petróleo.

Lupa Fiscal GRÁFICO 19.

DISTRIBUCIÓN DEL FONDO DE ECODESARROLLO (PORCENTAJES DE PARTICIPACIÓN) Ley 2008 - 104 REFORMA A LA CODIFICACIÓN DE LA LEY DEL FONDO (R. O. 245, 4 enero 2008) Municipios (43)

58%

Consejos Provinciales (6)

28%

ECORAE

Juntas Parroquiales

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

40%

Partes iguales

60%

Participación de la población

FONDO DE ECODESARROLLO

100%

100% 1 USD por cada barril de petróleo exportado y vendido internamente

Fuente: Leyes Reformatorias del Fondo para el Ecodesarrollo

Fuente: ECORAE (2008)

TABLA 2. DISTRIBUCIÓN DEL FONDO PARA EL ECODESARROLLO AMAZÓNICO 2008 (MILLONES DE DÓLARES) PARTICIPES Municipios + Consorcios Amazónicos Consejos Provinciales Fondo de Desarrollo Parroquial Amazónico (Juntas Parroquiales) ECORAE TOTAL

MONTO (MILLONES DE DÓLARES) 87,7 43,2 8,6 13,9 153,4

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)

DÓLARES

PORCENTAJES DE POBREZA

Pobreza

Monto por persona

87%

300 300 73%

77%

76%

82%

80%

67%

243

250 Fuentes: SIISE 4.5, Ministerio de Finanzas, ECORAE.

77%

90%

70% 212 191

200

60% 184

promedio 188

158

157

150

50% 45% 40% 30%

100 59

20%

50 10% 0%

0 Cantón Penipe -Chimborazo*

Zamora Chinchipe

Morona Santiago

Pastaza

Napo

Orellana

Sucumbíos

Catón Baños - Tungurahua*

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.

Lupa Fiscal RECUADRO 3. LEY PARA LA RECUPERACIÓN DEL USO DE LOS RECURSOS PETROLEROS DEL ESTADO En abril de 2008, se publica en Registro Oficial No 308 de 3 de abril de 2008 la Ley Orgánica para la Recuperación del Uso de los Recursos Petroleros del Estado y Racionalización Administrativa de los Procesos de Endeudamiento. La Ley fue impulsada principalmente con el propósito de mejorar las capacidades de la administración pública para llevar adelante sus objetivos de política fiscal y endeudamiento. Es así que, a través de las disposiciones previstas en la misma, se establece, por un lado, la eliminación de los hasta entonces vigentes fondos y fideicomisos petroleros y otras preasignaciones de origen petrolero y su incorporación en el Presupuesto General del Estado, y por otro, el mejoramiento de los mecanismos de obtención de crédito y financiamiento externo para posibilitar una gestión pública más responsable (Gobierno Central y Gobiernos Seccionales). Para cumplir con el primer objetivo, la Ley para la Recuperación deroga la Ley de

GRÁFICO 21.

Creación del Fondo Ecuatoriano de Inversión de los Sectores Energético e Hidrocarburífero (FEISEH)37 y aquellas disposiciones que, contempladas en las diferentes leyes de administración fiscal y presupuestaria, definen la conformación de la Cuenta Especial CEREPS, del Fondo de Ahorro y Contingencias (FAC) y del Fondo de Estabilización Petrolera (FEP). Por medio de estos fondos y fideicomisos, entre 2003 y 2007 se preasignaron alrededor de 5.600 millones de dólares que, fuera de la administración del Presupuesto General del Estado, financiaron iniciativas específicas como: infraestructura en el sector petrolero, programas de educación y salud (maternidad gratuita, programas de alimentación y nutrición), transporte y vialidad; y otros, entre los que destacan los planes de contingencia emprendidos frente a emergencias y desastres naturales (Gráfico 21). A pesar de que la figura de “preasignación” con la que se establecía la distribución de los recursos de estos fondos permitía el financiamiento de rubros importantes, restaba flexibilidad al uso de los mismos y limitaba las posibilidades de la

administración pública para redestinarlos hacia eventuales proyectos prioritarios, en función de la planificación estatal o de acuerdo a aspectos coyunturales (como eventuales emergencias, entre otros). En ese sentido, la Ley establece las normas y procedimientos que permitan corregir estas rigideces de política fiscal, extinguiendo la vigencia de los fondos y fideicomisos petroleros, eliminando sus preasignaciones y disponiendo su incorporación en el Presupuesto General del Estado (PGE) a través de la transferencia de sus saldos a la Cuenta Corriente Única del Tesoro (CCU). No obstante, se debe destacar que la inclusión de estos fondos en la CCU le da al Gobierno Central, a través del Ministerio de Finanzas, una mayor discrecionalidad sobre el uso de sus recursos. En abril de 2008, mes en el que entra en vigencia la Ley para la Recuperación, se transfieren a la CCU alrededor de 2.000 millones de dólares (Tabla 3), provenientes en su mayoría de saldos registrados en el FEISEH (58%). La cantidad total de recursos transferidos desde los fondos representó el 14% del presupuesto total

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

Otros 5% Transporte y Vialidad 9%

)

–2 00 7

(20 03

nz as

Deuda, créditos, infraestructura 23%

Sector Energético e Hidrocarburífero 16%

= 5.594 millones de dólares

Fin a

Educación y Salud 12%

Compensación * Ingresos Petroleros 33%

Fue

ri o ste in i M : nte

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

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

devengado del Gobierno Central durante 2008 (14 mil millones de dólares) y superó al presupuesto total del sector Educación en ese mismo período (1.800 millones de dólares). Considerando que la Ley estipula la eliminación definitiva de todas las preasignaciones petroleras existentes, es necesario mencionar que además de estos saldos de fondos petroleros transferidos, los recursos que se destinaban a determinados partícipes precisamente en forma de preasignaciones, pasaron a formar parte del PGE de manera permanente. Siendo así, dado el tamaño y la importancia de los recursos de origen petrolero incorporados en el PGE, resulta

FONDO/FIDEICOMISO FEISEH CEREPS FAC FEP TOTAL

Como se señaló, la renta petrolera creció sostenidamente entre 2007 y 2008, sobre todo por el incremento en los precios durante la mayor parte de 2008. El incremento en la renta petrolera significó un mayor flujo de ingresos para el Gobierno

importante resaltar también que el artículo 3 de la Ley establece que todos estos serán considerados como Ingresos de Capital, y que, en esa medida, deberán

ser destinados “única y exclusivamente para fines de inversión”, con lo que queda restringido su uso para asignaciones de gasto corriente.

Central y en esa medida, una mayor disponibilidad de recursos presupuestarios para financiar la gestión de las instituciones y unidades que lo conforman (Gráfico 22)38. Los recursos de fuente petrolera crecieron en un 254%, pasando de 1.300 millones de dólares en 2007, a 4.600 millones de dólares en 2008. Así mismo, en abril de 2008 se incorporaron los fondos y fideicomisos petroleros al PGE (Ver

recuadro 2). En base a ese aumento en los ingresos, el gasto global del Gobierno Central se expandió ostensiblemente en el período analizado, pasando de 10 mil millones de dólares en 2007 a 14 mil millones de dólares en 2008, con una tasa de crecimiento del 43% anual (Gráfico 23).

EVOLUCIÓN DE INGRESOS DEL GOBIERNO CENTRAL CONSOLIDADO POR FUENTE 2003 – 2008 (MILLONES DE DÓLARES)

MILLONES DE DÓLARES

14.000 Transferencias* Ingresos no tributarios

12.000

Tributarios Petroleros 10.000

Fuente: Ministerio de Finanzas (2003 – 2008)

8.000

6.000

4.000

2.000

0 2003

2004

% CON RESPECTO AL TOTAL 58% 14% 20% 8% 100%

Fuente: Ministerio de Finanzas (Abril 2008)

RENTA PETROLERA Y EVOLUCIÓN DE LOS INGRESOS Y GASTOS DEL GOBIERNO CENTRAL

GRÁFICO 22.

SALDOS TOTALES (MILLONES DE USD) 1.153 276 397 166 1.992

2005

2006

2007

2008

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

La forma en la que se registra la fuente y el uso de los recursos del presupuesto del Gobierno Central no permite identificar claramente como los ingresos de origen petrolero financian actividades o programas específicos ya que una vez que estos ingresos pasan a formar parte del Presupuesto del Gobierno Central se registran bajo la categoría de fuente de financiamiento: “Recursos Fiscales”. No obstante, el artículo 3 de la Ley Orgánica para la Recuperación del Uso de los Recursos Petroleros del Estado dispone que los recursos provenientes de la actividad petrolera financien única y exclusivamente rubros e iniciativas de inversión. El Gráfico 24 muestra cómo se distribuyó el presupuesto del Gobierno Central según grupos de gasto (corriente o capital39). Se aprecia, claramente, el aumento de la participación porcentual de los rubros de capital e inversión en el presupuesto total: la cantidad de recursos que se les asigna alcanza un peso del 38% en 2008 (4.300 millones de dólares), después de haber representado tan solo un 28% del total en 2007 (2.200 millones de dólares). Además, esta mayor asignación vino acompañada de una mayor ejecución efectiva: en capital e inversión se ejecuta el 154% de lo programado en el presupuesto inicial 2008 (85% en 2007) y en rubros corrientes se observa una ejecución del 113% con respecto a la asignación inicial (104% en 2007)4o.

Lupa Fiscal GRÁFICO 23.

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

$ 14.149 MILLONES DE DÓLARES

14.000

12.000 $ 9.919 10.000

6.000 44

30,5

4.000

2.000

0 2007

GRÁFICO 24.

Fuente: Ministerio de Finanzas (2007 – 2008)

8.000

2008

COMPOSICIÓN DEL GASTO DEL GOBIERNO CENTRAL POR GRUPO (PORCENTAJES)

Paralelamente, la Tabla 4 revela que la expansión del gasto de capital e inversión a nivel de Gobierno Central (72% entre 2007 y 2008) se tradujo también en aumentos importantes en las asignaciones de la mayor parte de sectores (tan solo tres sectores experimentaron decrecimientos: Finanzas, Recursos Naturales y Legislativo). Se aprecia que los presupuestos de sectores como asuntos del exterior, comercio, ambiente, defensa nacional, desarrollo urbano y vivienda entre otros, crecieron a tasas incluso superiores al 100%. Se debe destacar que, a través de estas asignaciones se financiaron importantes iniciativas de inversión social como proyectos de infraestructura educativa y el programa de Créditos de Vivienda, además de la mayor parte de los proyectos previstos en el Plan Anual de Inversiones. Además de los recursos que se destinan al gasto sectorial, es importante resaltar que el Gobierno Central transfiere recursos que se canalizan a través de la cuenta “Tesoro Nacional” ahora denominada sectorial “Gobierno Central”. En esta cuenta se registran las operaciones de Tesorería Nacional, que eventualmente incluyen rubros como los relacionados con transferencias a gobiernos seccionales. Se observa que el presupuesto ejecutado por el sectorial “Gobierno Central” creció en un 34%41, pasando de 4.882 millones de dólares en 2007, a 6.541 millones en 2008

2007

2008 Otros 19%

Otros 19%

Capital 31%

Fin an z

as (20 07-

200 8)

Capital 23%

Corriente 58%

nt Fue

s ini :M

rio te

Corriente 50%

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

SUBSIDIOS A LOS DERIVADOS DE PETRÓLEO44

SECTOR

Petroecuador, a través de su filial Petroindustrial, destina parte del crudo extraído de sus campos a la producción de derivados de petróleo (gasolina, diesel y gas licuado de petróleo entre los principales), que se comercializan tanto a nivel interno como en el mercado internacional. Sin embargo, los volúmenes industrializados por las cinco refinerías existentes en el país no logran suplir la demanda global de combustibles, asociada a las necesidades de la economía nacional45. La oferta total de derivados en el país fue de 89 millones de barriles de los que 57 millones correspondieron a lo producido en refinerías y plantas y 32 millones de barriles a productos importados. El Estado se ve en la necesidad de importar el remanente que le permita cubrir la demanda interna de derivados, pero cuando lo hace, los combustibles importados son colocados en el mercado doméstico con un precio inferior al precio de venta registrado en el intercambio internacional. La diferencia entre los costos de importación y los precios de comercialización interna de derivados es asumida o subsidiada por el Estado, representando un rubro con alto impacto sobre la planificación fiscal.

2007

Asuntos del exterior Comercio exterior, industrialización. Ambiente Defensa nacional Turismo Desarrollo urbano y vivienda Trabajo Jurisdiccional Agropecuario Bienestar social Educación Comunicaciones Asuntos internos Salud Administrativo Otros organismos del estado Finanzas Recursos naturales Legislativo Total

2008

1 2 14 26 5 162 8 8 75 76 211 355 43 168 41 1 4 29 6 1.237

9 11 66 86 17 454 19 16 137 127 326 513 57 219 50 1 4 21 0 2.133

Variación Absoluta 8 9 51 60 12 292 11 7 62 51 115 158 15 50 8 0 (0) (8) (6) 896

Tasas de Crecimiento 702% 455% 358% 237% 228% 180% 141% 90% 82% 68% 54% 44% 34% 30% 20% 15% -4% -27% -100% 72%

Fuente: Ministerio de Finanzas (2007 – 2008)

(3 veces más grande que el sector Educación). En esa misma línea, el Gráfico 25 muestra la cantidad de recursos que se ejecutaron como transferencias corrientes42 y de capital43, con lo que nuevamente se evidencia un crecimiento exponencial en el presupuesto que financió rubros de capital (82% entre 2007 y

2008). Considerando que estas operaciones no distinguen un uso o destino específico y que la manera en que se asignan sus recursos es poco clara, el monitoreo de las mismas presenta mayores desafíos, porque la transparencia asociada a transacciones sin imputación directa es menor.

GRÁFICO 25. TRANSFERENCIAS

CORRIENTES Y DE CAPITAL EN EL SECTORIAL GOBIERNO CENTRAL 2007 – 2008 (MILLONES DE DÓLARES)

2.500

MILLONES DE DÓLARES

2.229

2.000 Transferencias Corrientes

Transferencias de Capital

1.500 Fuente: Ministerio de Finanzas (2007 – 2008)

1.223 1.068 1.000

914

500

0 2007

2008

Pese a que el volumen de importación de derivados experimentó una pequeña reducción durante 2008, el explosivo repunte en el precio del petróleo y por ende en los precios de sus derivados determinó un aumento significativo de los subsidios a los combustibles. Entre 2007 y 2008, la importación de nafta de alto octano (gasolina) cayó en un 5%, mientras que la importación de diesel y gas licuado de petróleo decreció en un 6% y 4% respectivamente. Sin embargo, sus precios crecieron exponencialmente durante la mayor parte del año, con una caída relativa a partir de noviembre. El precio de la gasolina, que, durante los últimos años se había ubicado en un promedio de 92,2, dólares por barril, alcanzó un pico de 141 dólares por barril en julio de 2008. Cómo se observa en el Gráfico 26, el precio del diesel fluctuó entre un máximo de 166,3 dólares por barril en junio y un mínimo de 83,9 dólares por barril en diciembre. Por su parte, el gas licuado petróleo presentó un precio promedio anual de 75 dólares por barril, 10 dólares por encima del precio promedio, observado a lo largo de los dos años precedentes.

Lupa Fiscal GRÁFICO 26. 180

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

DÓLARES POR BARRIL

160

140

120

100 Precio de Venta

Fuente: Banco Central del Ecuador (2008)

Precio de Importación 80 60

20 0 Enero

Febrero

Marzo

Abril

En un contexto marcado por la tendencia al alza en los precios internacionales de la gasolina, el diesel y el gas licuado de petróleo, el subsidio estatal se convirtió en una carga fiscal significativa, sobre todo durante el primer semestre, porque GRÁFICO 27.

1.000

Mayo

Junio

Julio

Agosto

los precios de comercialización interna de los derivados importados no fueron revisados y permanecieron relativamente constantes a lo largo del año. En efecto, el precio de venta de la gasolina se fijó en un promedio de 55 dólares por barril

Septiembre

Octubre

Noviembre

Diciembre

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

DIFERENCIAL DE INGRESOS Y COSTOS DE LA VENTA INTERNA DE COMBUSTIBLES IMPORTADO (2007 – 2008) (MILLONES DE DÓLARES) 948

MILLONES DE DÓLARES

2007

2008

900 800

607

585

600

531

500 419 44

400 300

288

200 100 0 Gasolina

Diesel

Gas Licuado

Fuente: Banco Central del Ecuador (2007 – 2008)

700

Lupa Fiscal se una brecha importante que tuvo que cubrir el Estado.

TRANSPARENCIA EN EL SECTOR PETRÓLERO

El Gráfico 27 muestra la tendencia con la que creció el diferencial entre ingresos y costos por ventas internas de importaciones de combustibles46 en el período 2007 – 2008. Entre enero y diciembre de 2008, el Estado destinó cerca de 2 mil millones de dólares para financiar la importación y venta de derivados de petróleo (500 millones de dólares más que en 2007), cifra equivalente al presupuesto global considerado en la programación inicial 2008 de Petroecuador para llevar a cabo su gestión anual (2.055 millones de dólares). Los recursos destinados a la comercialización de gasolina crecieron en un 45%, mientras que aquellos que financiaron la venta de gas licuado de petróleo importado lo hicieron con una tasa del 10%. El diferencial del diesel (948 millones de dólares) fue el de mayor crecimiento (56%) y por ende el de mayor influencia sobre las finanzas públicas. Durante los primeros seis meses del año los recursos empleados por este concepto (433 millones de dólares) superaron significativamente la ejecución del programa de inversiones previsto en la planificación de Petroecuador (cerca de 300 millones de dólares).

Durante la última década se manifestó un movimiento ciudadano para exigir a los gobiernos una mayor transparencia sobre el manejo de los recursos extractivos48, que son, en general, propiedad del Estado. En este sentido, la existencia de más de 50 países ricos en recursos naturales no renovables49 promovieron una serie de iniciativas internacionales como la Iniciativa para la Transparencia de las Industrias Extractivas (EITI)50 y la coalición “Publica lo que Pagas (PWYP)51”. Su alcance llegó a diferentes países y cuenta con el apoyo de múltiples actores como gobiernos, empresas y organizaciones de la sociedad civil. Mediante este proceso se dieron pasos significativos en el fortalecimiento de las relaciones entre todos los actores y en la difusión de información oportuna y de calidad.

El diferencial asociado a la importación de combustibles (cerca de 2 mil millones de dólares) representó aproximadamente el 19% del Presupuesto del Gobierno Central47 y el 4% del Producto Interno Bruto (PIB) nominal durante el 2008. Más allá de su influencia y las limitaciones que impone a la administración fiscal, la vigencia de este tipo de instrumentos de política genera polémicas en la medida que sus efectos son regresivos, es decir benefician en mayor proporción a la población que se encuentra en mayor capacidad de aprovechar el subsidio, en este caso la población con mejores ingresos. Sin embargo una eventual eliminación del mismo lleva consigo un alto costo político y un impacto, al menos en el corto plazo, sobre la competitividad del aparato productivo nacional y sobre las condiciones de vida de la población (como en el caso del gas licuado de petróleo). El debate gira en torno a la consecución de mecanismos que permitan una mayor eficiencia en la aplicación del subsidio, por ejemplo a través de una focalización con impacto sobre los segmentos poblacionales más vulnerables y mecanismos para evitar el contrabando de los derivados.

Una mayor transparencia en el sector petrolero permite fortalecer las actividades del sector, tanto públicas como privadas y generar más impactos positivos que negativos de la extracción petrolera. Instituciones transparentes restauran la confianza pública en su gestión y fomentan un debate público más informado. La transparencia además, puede impulsar incentivos tanto para la sociedad civil, empresas y Gobierno, como una optimización de recursos públicos, reducción de la corrupción y pobreza; y la generación de un clima de inversión más competitivo. La transparencia de las industrias extractivas tiene diferentes beneficios para diferentes actores participantes a lo largo de toda la cadena de valor de la industria extractiva52. Ser una institución pública transparente requiere un esfuerzo técnico y político para

la difusión de información relevante, precisa y oportuna. Para lograrlo es fundamental mantener un equipo especializado para generar y contestar los requerimientos de información y dudas del público interesado. Este tratamiento se maneja en base al entendimiento del acceso a información pública como un derecho. No obstante, aun con la existencia de un responsable de las solicitudes, un marco legal que determine los tiempos específicos de respuesta es ideal para acordar los términos de precisión de la contestación. De esta manera, gestionar la información en los términos referidos en la Ley para solventar apropiadamente los cuestionamientos de la sociedad civil, determinan qué tan oportuna y responsable es la institución. No hay que olvidar que las audiencias son diversas y dependiendo de ellas los medios y tipo de información entregada varía. Dentro de la información que los Estados deben publicar para garantizar la transparencia de su gestión se encuentran las fuentes de ingreso y destino de la riqueza de recursos naturales, pagos de las empresas al Estado como impuestos, negociación y tipos de contratos administrados, la proporción de ingresos que corresponden a Gobiernos locales y regionales; y cantidades físicas del recurso explotados, entre otros. En el caso del Ecuador las fuentes más importantes de información se concentran en las instituciones públicas como el Ex Ministerio de Minas y Petróleos denominado actualmente como Ministerio de Recursos Naturales No Renovables, Ministerio de Finanzas, las empresas estatales Petroecuador y sus filiales Petroproducción, Petroindustrial y Petrocomercial; Banco Central del Ecuador y los propios beneficiarios de los ingresos petroleros como el

TABLA 5. DISTRIBUCIÓN DE LA INFORMACIÓN PÚBLICA DE LA ACTIVIDAD PETROLERA POR PROVEEDOR TIPO DE INFORMACIÓN Producción de Crudo y Derivados Exportación de Crudo y Derivados Ingresos de la Renta Petrolera Destino de la Renta Petrolera Pagos realizados por empresas privadas (ej.: impuestos) Negociación y Contratos administrados con Empresas Privadas Transferencias de los ingresos petroleros a gobiernos locales

INSTITUCIÓN PROVEEDORA DNH - Ministerio de Recursos Naturales No Renovables DNH - Ministerio de Recursos Naturales No Renovables / Petroecuador/ BCE Ministerio de Finanzas/ Banco Central del Ecuador y Petroecuador Ministerio de Finanzas/Beneficiarios SRI/ Ministerio de Finanzas Petroecuador Ministerio de Finanzas Fuente: Páginas Web y Oficios de Información

Lupa Fiscal

Para institucionalizar estos temas existe la Ley Orgánica de Transparencia Acceso a la Información Pública (LOTAIP) que tiene vigencia desde el año 2004. En base a ella, Grupo FARO realiza un monitoreo del cumplimiento del artículo 7 que establece ítems básicos de información que deben ser difundidos. Entre los temas que establece la ley se encuentran: la organización interna de la institución, sueldos y beneficios, los servicios entregados, situación financiera, contratos internos y rendición de cuenta del manejo de sus ingresos y gastos. Como se observa en el Gráfico 28, el cumplimiento de la LOTAIP del sector petrolero mejoró durante los primeros siete meses de 2009 con un incremento del 66% (31 puntos porcentuales) y superando lo obtenido en noviembre de 2008. Esto se debe a que la transparencia en las seis instituciones analizadas del sector mejoraron en el cumplimiento de la ley. Sin embargo, ninguna logra cumplir en su totalidad lo exigido por la normativa. Pese a la existencia de la Ley de transparencia se evidencia una normativa más concreta respecto a la coordinación, presentación y uso de la información del sector petrolero.

CUMPLIMIENTO PROMEDIO DE LA LOTAIP EN LAS INSTITUCIONES PÚBLICAS DEL SECTOR PETROLERO 2008-2009 (PORCENTAJE) 66%

60%

54%

50% 40%

35%

30% 20% 10% 0 Nov 08

Ene 09

La institución con mejor desempeño durante los últimos meses fue, como se observa en el Gráfico 29, el Ministerio de Finanzas que alcanzó el 83% de cumplimiento en julio de 2009 y se mantiene entre los niveles más altos de cumplimiento del sector. También se destaca Petrocomercial, que para julio de 2009 llego a cumplir con el 85% de la ley. Esta

Jul 09

situación difiere de meses pasados donde era la institución que menor desempeño registraba. Esto se debió a una reorganización interna de la página web que difunde de mejor manera la información correspondiente a sueldos y beneficiarios, contratos internos y rendición de cuentas, colocando a un responsable de la información. Por último, hay que resaltar tam-

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

90%

85%

83% Mayo 2008

80%

Noviembre 2008 Enero 2009

68%

70%

Julio 2009

63% 60%

52% 47%

50%

40% 50

30%

20%

10% 0 Ministerio de Finanzas

Ministerio de Minas y Petróleos

Petroecuador

Petroproducción

Petroindustrial

Petrocomercial

Fuente: Monitoreo Grupo FARO basado en páginas web de las instituciones (2008-2009)

GRÁFICO 29.

GRÁFICO 28.

Fuente: Monitoreo Grupo Faro basado en páginas web de las instituciones (2008-2009)

ECORAE. En la siguiente Tabla 5 se puede ver la distribución de los responsables de información según contenido.

Lupa Fiscal bién el progreso conseguido por el Ministerio de Recursos Naturales No Renovables53 , Petroecuador, Petroproducción y Petroindustrial que, en la mayoría de los casos, supera la mitad de lo estipulado por la LOTAIP. En temas puntuales del manejo del sector se observa aún la necesidad de que

la información se entregue de forma más oportuna y se reconoce el incremento de la calidad con que se la maneja. Además de ello es importante resaltar que pese a la Ley para la Recuperación del Uso de los Recursos Petroleros del Estado y con ella la eliminación de las preasignaciones manejadas desde los años setenta, existen aún fondos como el Ecodesarrollo

que son administrados por el Banco Central y por cumplimiento de la Ley General de Instituciones del Sistema Financiero que establece el sigilo bancario no pueden ser transparentados. Por último aún es necesaria una estandarización de la información entre los proveedores porque todavía existen discrepancias entre ellos.

se administra de manera poco clara, como en es caso de las transferencias que se realizan a través de operaciones de tesorería, como parte del sectorial Gobierno Central.

explotación de petróleo en la región amazónica y pese a la eliminación de la preasignaciones por la Ley de Recuperación de Recursos Petroleros, el Fondo de Ecodesarrollo se convierte en el único fondo que puede permitir este objetivo. No obstante, la mayoría de provincias con mayor pobreza y mayor extracción son las que reciben menor cantidad de recursos del sector petrolero por persona.

CONCLUSIONES • El Gobierno Nacional promueve políticas que aseguran una mayor participación del Estado en la generación y distribución de la renta petrolera y un mayor control en el uso y destino de los mismos. En efecto, durante 2008 se aprobaron leyes para la Recuperación en el Uso de los Fondos Petroleros, se emprendieron rondas de renegociación con compañías privadas que operaban con contratos de participación para cambiarlos por contratos de prestación de servicios, se fijó un régimen de distribución de las ganancias extraordinarias, se traspasó la operación de pozos administrados por compañías privadas a Petroproducción, entre otros. • Las exportaciones de Petroecuador y el precio de venta de derivados y crudo crecieron en el último quinquenio con montos superiores a los siete mil millones de dólares, lo que permite alcanzar valores records en términos de renta petrolera. Pese a la amplitud de estos datos, el valor de la renta varía de acuerdo a la volatilidad de precios del mercado internacional, que se convierte en un factor que no puede ser controlado por el Estado y que hace vulnerable a las finanzas públicas nacionales. Lo importante es generar mecanismos de planificación gubernamental que permitan eliminar este tipo de riesgos. • El aumento de la renta petrolera contribuyó decididamente en la consecución de mejores ingresos para el Gobierno Central y en esa medida a la expansión del gasto público en general y del gasto de capital e inversión en particular. El incremento constante en los precios internacionales del petróleo le permitió al Gobierno contrarrestar los efectos de la crisis económica mundial e incluso ampliar el gasto público en un 43%. En este sentido, un aspecto clave a considerar es la transparencia con la que se distribuyen y destinan estos recursos porque una buena parte de los mismos

• El Gobierno Nacional financia una política de subsidios que cada vez implica la canalización de mayores recursos públicos, esto como producto de un aumento sostenido en los precios del petróleo y de sus derivados durante la mayor parte del año. Pese a las reducciones observadas en el volumen de gasolina, diesel y gas licuado importado entre 2007 y 2008, las arcas fiscales registraron un importante crecimiento en el diferencial entre ingresos y costos asociados a la importación de derivados que alcanzó el 45% en promedio. Los recursos direccionados para estos fines representan una gran carga fiscal para la administración presupuestaria con resultados poco redistributivos. • Dada la necesidad de una disposición constituyente de retribución por la

• El cumplimiento de la LOTAIP en las instituciones del sector extractivo se incrementó entre noviembre de 2008 y julio de 2009. Esto muestra que, generalmente, a mediados de año las instituciones tuvieron el tiempo adecuado para colocar la información dispuesta en el artículo 7 de la ley. No obstante, este marco legal no regula el tipo de información estadística necesaria que debe ser publicada, por lo que existe un vacío normativo. Esta situación se complica con el hecho de que la información continúa dispersa entre diferentes fuentes.

ACRÓNIMOS Banco Central del Ecuador Barriles diarios de petróleo Cuenta Corriente Única del Tesoro Nacional Cuenta Especial de Reactivación Económica, Productiva y Social Centro Internacional de Arbitraje del Banco Mundial Instituto para el Ecodesarrollo Regional Amazónico Iniciativa para la Transparencia de las Industrias Extractivas Fondo de Ahorro y Contingencias Fondo Ecuatoriano de Inversión de los Sectores Energético e Hidrocarburífero Fondo de Estabilización Petrolera Gas licuado de petróleo Ishpingo-Tambococha-Tiputini Ley Orgánica de Transparencia Acceso a la Información Pública Organización de Países Exportadores de Petróleo Presupuesto General del Estado Publica lo que Pagas Sistema de Oleoducto Transecuatoriano West Texas Intermediate

BCE b.d.p CCU CEREPS CIADI ECORAE EITI FAC FEISEH FEP GLP ITT LOTAIP OPEP PGE PWYP SOTE WTI

Lupa Fiscal 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 1 3 Registro Oficial No 308 del 3 de Abril de 2008 4 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 el medio. Según los detractores, esta tecnología no ha sido debidamente probada en un entorno similar al del bloque 20 5 En 1989 la UNESCO lo declara una reserva del programa “El hombre y la Biosfera”. El gobierno ecuatoriano lo declaró como Parque Nacional en 1979. 6 El hábitat de estos grupos, la Reserva Étnica Huaorani, fue declarada en febrero de 1999 como Zona Intangible de conservación restringiendo permanentemente cualquier tipo de actividad extractiva 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 explotación del 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 compañías petroleras privadas dejaron de invertir cerca de 700 millones de dólares solo durante el primer semestre de 2008. 16 Se han considerado los cerca de 3000 barriles diarios que producía City Oriente en el Bloque 27 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 2008 18 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 Premium 20 Gas licuado de petróleo 21 También es producido por las refinerías Libertad y Esmeraldas 22 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 Presidente de la República mediante decreto ejecutivo considerando el Índice de Precios al Consumidor IPC de Estados Unidos. 23 Desde que se expidió la Ley 42 – 2006 hasta octubre de 2007 la participación sobre los excedentes 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 de la 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 significó el pago de cerca de 69 millones de dólares a la compañía en compensación por inversiones no recuperadas. Este valor fue considerado como parte de los impuestos y dividendos pendientes por la Ley 42 – 2006. City Oriente retiró las demandas que mantenía contra el Estado en el CIADI. El Comercio, “Petroecuador asumió oficialmente operaciones en ex bloque de City Oriente”, del 1 de agosto de 2008: 26 El Comercio, “El contrato de servicios se queda sin piso”, del 11 de diciembre de 2008 27 El precio referencia internacional esta determinado por la Ley de Hidrocarburos 28 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

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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 agente oficial de esta actividad. 31 Para la clasificación de la exportación de Venta Directa de Crudo Oriente de Petroecuador por tipo 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 tributarios, 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 y Donaciones Corrientes. Son rubros de gasto de capital/inversión: Bienes de Larga Duración, Bienes y Servicios de Producción, Bienes y Servicios para Inversión, Obras Públicas, Otros Gastos de Inversión, Transferencias y Donaciones de Capital y Transferencias y Donaciones de Inversión. En la categoría “Otros” se agruparon: Amortización de la Deuda Pública, Inversiones Financieras 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 devengado del Sectorial Gobierno Central 2008. 42 Representan los aportes recibidos sin contraprestación de servicios que serán destinados a financiar gastos de operación (Definición tomada del Glosario General de Términos del Ministerio de Finanzas) 43 Representan los aportes recibidos sin contraprestación de servicios que serán destinados a financiar gastos de capital e inversión (Definición tomada del Glosario General de Términos del Ministerio de Finanzas) 44 La información pública disponible para discutir los subsidios es el diferencial de los costos de importación y los ingresos por venta de importación de derivados. No existe información pública para analizar oficialmente el tema de los subsidios. La única información disponible es referencial y en esa medida presenta importantes limitaciones. 45 De acuerdo a datos de la Dirección Nacional de Hidrocarburos y el Banco Central del Ecuador entre 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 permite 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 del Gobierno Central fue de 14%. 48 Iluminando las Profundidades de las Industrias Extractivas, RWI, pag 9. 49 Id. 50 Siglas en Inglés 51 Siglas en Inglés 52 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.

DIRECCIÓN: Orazio Bellettini. COORDINACIÓN: Andrea Ordóñez Llanos. ELABORACIÓN: Andrea Ordóñez Llanos, María del Carmen Pantoja y Sebastián Zambrano. REVISIÓN: Édison Cárate. EDICIÓN: Natalia Angulo DISEÑO GRÁFICO: Diego Corrales. PORTADA: Diego Corrales. Impreso en Ecuador IMPRESIÓN: Soboc Grafic N0. DE EJEMPLARES: 1.000 Grupo FARO es un centro de política públicas independiente, apartidista y laico que apoya a la sociedad civil, al sector empresarial y a las instituciones públicas a participar activamente en la propuesta, implementación y monitoreo de las políticas publicas locales y nacionales, para lograr un Estado Ecuatoriano más eficiente, equitativo, incluyente y democrático.