Introducción a la matriz energética y el nuevo proceso de licitación petrolera by Grupo FARO

JuliO 2011 - JUNIO 2012

N. 4

distribucion gratuita

Introducción a la matriz energética y el nuevo proceso de licitación petrolera Por: Juan José Herrera Julio López y Karla Arias

2 Introducción

Principales hitos de la Industria MINERA (JULIo-MAYo 2011)

Grupo FARO, con el apoyo del Revenue Watch Institute, presenta la cuarta edición de esta publicación que busca propiciar y activar un diálogo informado en torno a la industria extractiva ecuatoriana. La fuente del análisis se basa en hechos coyunturales alrededor de los sectores petrolero y minero. En esta ocasión, se plantea el estudio de dos temas que, a pesar de su importancia, no han sido expuestos en la agenda del debate nacional. Por un lado, el proceso de licitación hidrocarburífera en el país, el cual fue reformado en 2010 y que está siendo implementado en las últimas rondas de licitación petrolera. Por otro lado, el estado de la matriz

Julio: El 18 de julio se reunieron en Cuenca dirigentes comunitarios de las parroquias rurales que se verían afectadas por la actividad minera, con el fin de discutir cuatro temas fundamentales en torno a esta problemática: inventario hídrico, defensa del agua y postura de los miembros de la Junta Parroquial en cuanto a la minería. El 21 de julio en Quito, se llevó a cabo el “Foro Minero del Ecuador, FOMINE 2011”, con la participación de representantes del ámbito público y privado, entre ellos las autoridades sectoriales en materia minera y ambiental. El primer día del mes, EP Petroecuador anunció la firma del contrato para la venta de 130 millones de barriles con la estatal Petrochina durante seis años; esto implica una exportación mensual de 360 000 barriles de crudo Oriente e igual cantidad de crudo Napo. Es decir, 60 000 barriles de crudo por día destinados al país oriental con un costo adicional de $0,745 al establecido por el WTI, más el diferencial que se obtiene del mercado reflejado en las publicaciones especializadas Argus y Platts.

energética tanto en el Ecuador, la región y una síntesis de lo que acontece a nivel global. De la reforma realizada a la Ley de Hidrocarburos en julio de 2010 se han desprendido algunos cambios en el sector hidrocarburífero, entre ellos el proceso de licitación. Es así que esta edición desarrolla la normatividad y el proceso de licitación, así como los resultados y avances de la décima y décimo primera ronda. En cuanto a la matriz energética, un tema que está siendo discutido en la región y en el país, el análisis aborda los conceptos para su comprensión, hasta un estudio de los principales indicadores que denotan la importancia de este tema para el Ecuador.

lo determinó la Primera Sala de Corte Provincial de Justicia del Azuay, como resultado de las protestas realizadas el 4 de mayo de 2010 en contra del proyecto minero en Río Blanco. El 28 de agosto, se reunieron las comunidades cantonales y las juntas parroquiales con representantes de Estado en el salón del Gobierno de la provincia de Zamora Chinchipe. Entre los temas que se abordaron estuvo el avance del proyecto minero Mirador. El 9 de agosto el precio del crudo se ubicó en 79,30 dólares por barril, el más bajo registrado desde octubre de 2010 debido a la crisis económica en los Estados Unidos y la Unión Europea. Seis días después (el 15 de agosto), el precio comenzó a mostrar señales de recuperación cuando el barril de crudo Texas (el cual se produce en Ecuador) se ubicó en 86,89 dólares por barril. En este mismo día se cumplieron 40 años de explotación petrolera en el Ecuador, la misma que empezó en 1972. Septiembre:

Agosto: El 9 de agosto de 2011, tres dirigentes comunitarios fueron apresados y condenados a ocho días de prisión por cargos de disturbios públicos y cierre de vías. Así

El 27 de septiembre, las comunidades de Victoria del Portete y Tarqui de la Provincia del Azuay resolvieron llevar adelante una consulta comunitaria para decidir su posición en cuanto a las actividades de extracción minera proyectada en la zona.

3 El 26 de septiembre, el país recibió ofertas de ocho empresas locales y extranjeras para la exploración y explotación de campos marginales de petróleo como parte de una licitación internacional, con el objetivo de incrementar su producción de crudo. En ese entonces, se preveía que los contratos de los campos marginales, con reservas de 35 millones de barriles sean suscritos en noviembre del mismo año. Los bloques a licitarse fueron Armadillo, Chanangue, Charapa, Eno-Ron, Ocano-Peña Blanca y Singue. Octubre: El 2 de octubre se llevó a cabo la consulta comunitaria para determinar la posición de los habitantes de las parroquias rurales de Victoria del Portete y Tarqui, aledañas a los proyectos mineros. En esta consulta participaron 1 037 comuneros, de los cuales 958 votaron por el “No” y 47, por el “Sí”. El 3 de octubre el ministro de Recursos No Renovables (RNNR), Wilson Pástor, declaró que la consulta popular realizada en comunidades azuayas es “totalmente ilegal” y que (este proceso) se “organizó al margen de las leyes vigentes”. Por su parte, el viceministro de Minas, Federico Auquilla, indicó que el proyecto Quimsacocha (ubicado al suroeste de la ciudad de Cuenca) no afectará al suministro del agua para esta ciudad ni para las comunidades aledañas. El jueves 20 de octubre, Nielsen Arias, gerente de comercio exterior de Petroecuador, informó que “la oferta exportable de Ecuador se encuentra en alrededor de 9 millones de barriles de crudo mensuales, de los cuales un 54% va a China y el restante 46% a Uruguay y Venezuela”. El 31 de octubre, el Gobierno ecuatoriano firmó un contrato de exploración de petróleo con la estatal chilena Empresa Nacional de Petróleos (ENAP), en un área del Golfo de Guayaquil fronteriza con Perú, la cual es conocida como Bloque 3 (Jambelí). El proceso de exploración duraría cuatro años y en caso de que los resultados prospectivos sean positivos se firmará un contrato de explotación por 20 años. Noviembre: El 28 de noviembre, la empresa chilena Codelco, la Empresa Nacional Minera del Ecuador (Enami EP) y el ministro de Recursos Naturales No Renovables, Wilson Pástor, firmaron en Chile un convenio de exploración y explotación en seis zonas del Ecuador. Según estudios

geológicos actuales, esas áreas son promisorias para la extracción de cobre. A través del acuerdo, Codelco obtiene el derecho a realizar exploraciones geológicas en concesiones o prospectos que hoy pertenecen al Estado; mientras que el Ecuador se compromete a otorgar todas las facilidades necesarias para llevar a cabo las actividades. Además, en este mes se entregó la proforma de presupuesto general del Estado por parte del Ministerio de Finanzas a la Asamblea Nacional, la cual se sustentaba en un precio del petróleo de 79,7 dólares por barril. El monto de la proforma fue de 26 109,3 millones de dólares, de los cuales, 4 485,8 millones (aproximadamente el 17%) correspondieron a la CFDD (Cuenta para el Financiamiento de Derivados Deficitarios). El 25 de noviembre, en la provincia de Zamora Chinchipe se llevó a cabo la tercera edición de la cumbre de la Región Amazónica del Ecuador que contó con la participación delegaciones de las seis provincias amazónicas. En ese encuentro se estableció la oposición a concesiones mineras y petroleras que no cuenten con el consentimiento de la población local. Diciembre: El 9 de diciembre de 2011, el presidente de la República señaló que “con una minería responsable, se podría remediar hasta el 95% de los daños ambientales causados por la actividad”. Al día siguiente, Rafael Correa anunció, durante su Enlace Ciudadano No. 249, que con la aplicación de la minería responsable en la provincia de Morona Santiago, esta podría percibir ingresos extraordinarios de más de 150 millones de dólares anuales. También presentó el primer lingote de oro elaborado por la empresa pública ENAMI. El 28 de diciembre, Nielsen Arias, gerente de comercio exterior de Petroecuador, indicó que se finiquitaría un contrato de intercambio de crudos por derivados que mantenía hace dos años con Uruguay debido a una nueva política de comercialización de crudos inspirada por los altos precios. Indicó que durante la vigencia del contrato, Petroecuador entregó 24 millones de barriles de crudo Oriente, mientras que ANCAP dio a cambio 16,5 millones de barriles de derivados.

2012

Enero: El 18 de enero, se celebraron dos años de la creación de la Empresa Nacional Minera ENAMI EP. El ingeniero

4 Fabián Rueda, gerente general, presentó el informe de su gestión en el que recalcaba los logros obtenidos y los objetivos a alcanzar. El 26 de enero Estados Unidos rechazó una orden previa que había permitido a Chevron bloquear, fuera del Ecuador, el pago de 17 200 millones de dólares en su contra por contaminación de selva Amazónica. Asimismo, el asambleísta de Pachakutik, Cléver Jimenez, solicitó un informe acerca de la inversión que se ha realizado hasta el momento en la Refinería del Pacífico. Febrero: El 27 de febrero, el Ministerio de Ambiente otorgó la licencia ambiental a la empresa china Ecuacorriente (ECSA) para la fase de explotación del proyecto Mirador. Así se cumplió con uno de los principales requerimientos para el inicio de actividades y para la firma del contrato de esa empresa con el Estado. El 23 de febrero de 2012 fueron suspendidas todas las actividades de la Sociedad Minera Sominur, ubicada dentro del área Bella Rica, cantón Camilo Ponce Enríquez (Azuay) la razón fue el accidente suscitado en la madrugada del 22 de febrero, en donde murieron cinco trabajadores. Durante este mes, la prensa señaló que el Gobierno tiene planificado explotar las reservas de crudo del bloque 31, ubicado dentro del parque y a unos 100 kilómetros del ITT. Oswaldo Madrid, gerente de Petroamazonas, señaló que la explotación del bloque 31 no afectaría al proceso de negociación internacional del fideicomiso Yasuní-ITT. De la misma manera, las exportaciones de EP Petroecuador cayeron un 5,5% interanual, (a 8,6 millones de barriles en febrero). Sin embargo, los ingresos de Petroecuador por exportaciones se incrementaron en un 17,2% ciento interanual, a 896,4 millones de dólares en el segundo mes del año, impulsados por los mayores precios del petróleo. Marzo: El 5 de marzo se firmó el contrato de explotación entre el Gobierno nacional y la empresa china Ecuacorriente

S.A. La estimación de reservas probadas al momento de la firma de contrato fue de 20 000 millones de libras de cobre que generarían un ingreso de 70 000 millones de dólares, según el ministro de Recursos Naturales No Renovables, Wilson Pástor. Esta fecha representó un hito en la historia del país, puesto que este contrato fue el primero de explotación minera a gran escala. En respuesta a esto, el 8 de marzo inició una protesta en contra de esa actividad. La “Marcha por el agua, la vida y la dignidad de los pueblos” arrancó desde el Pangui y culminó el 22 de marzo (día internacional del agua) en Quito. Los marchantes propusieron, principalmente, la detención de la minería a gran escala, la derogatoria de la Ley Minera, la nulidad del contrato con Ecuacorriente, la no ampliación de la frontera petrolera, la no aplicación de mega proyectos hidroeléctricos, la aprobación de la Ley de Tierras y Territorios, el cumplimiento del derecho a la consulta previa, entre otras demandas. A la par de esta marcha, el 22 de marzo se llevó a cabo una multitudinaria marcha paralela de respaldo a la gestión del presidente Correa. Ninguna de las marchas presentó mayores incidentes. En este mismo mes, la compañía Beicip-Franlab (Instituto Francés del Petróleo) inició los estudios para determinar el cambio de ubicación del muelle de la Refinería del Pacífico de Barbasquillo a Jome, ya que la primera es una zona turística e inmobiliaria. Abril: El ministro coordinador de Sectores Estratégicos, Jorge Glas, viajó a China con el objetivo de negociar un nuevo financiamiento para el Ecuador, esta vez por 13 000 millones de dólares para el megaproyecto petrolero Refinería del Pacífico (RDP). El presidente Rafael Correa lo corroboró señalando que China está interesada en invertir “prácticamente la totalidad” del proyecto. Días después, el mandatario habló, en su cadena sabatina, sobre la comunidad Sarayaku. Mostró su apoyo pero también indicó que no se debe generar una posición opuesta al extractivismo, ya que esto es perjudicial para el país. Por su parte, una comisión de la Corte interamericana de Derechos Humanos (CIDH) visitó el territorio Sarayaku con el fin de verificar que se cumplan las medidas cautelares establecidas en favor de la comunidad.

5 Mayo:

se siente a negociar un plan de compensación social que cubra sus necesidades. En cambio, el canciller Ricardo Patiño viajó a Teherán con el fin de negociar la venta de derivados. El viceministro de Petróleo de ese país, Ali Reza Zeyqami, dijo que Irán está dispuesto a suministrar los productos que Ecuador necesita para el año 2013.

Durante este mes, comunidades se tomaron las vías de acceso hacia el lugar donde Andes Petroleum construye plataformas para la perforación de nuevos pozos en el bloque Tarapoa. Los comuneros exigieron que la compañía

Gráfico 1. Principales hitos en el sector minero (julio 2011 – marzo 2012) Fuente: Notas de Prensa1 marzo 2011 – junio 2012

Firma contrato Petroecuador- Petrochina para la venta de 130 millones de barriles a China.

Se firmó un acuerdo de cooperación entre Codelco y ENAMI, para la exploración y explotación de seis yacimientos en Ecuador

Se recibieron ofertas de ocho empresas nacionales y extranjeras para la exploración y explotación de campos marginales

2011 AGOSTO

JULIO

SEPTIEMBRE

OCTUBRE

El precio del crudo se ubicó en 79,30 dólares por barril, el más bajo registrado desde octubre de 2010

NOVIEMBRE

Se realizó una consulta comunitaria para determinar la posición de las parroquias rural de Portete Tarqui en torno al proyecto de mineria de Quimsacocha

En el enlace ciudadano N. 249 se presentó el primero lingote de oro elaborado por el ENAMI

El 5 de marzo se firmó el contrato de explotación entre el Gobierno nacional y la empresa china Ecuacorriente S.A. El 8 marzo salió desde el Pangui una marcha hacia la ciudad de Quito en contra de la minería.

Estados Unidos rechazó la orden previa que había permitido bloquear la orden judicial en contra de Chevron fuera del Ecuador.

DICIEMBRE

El canciller Ricardo Patiño viajó a Teherán con el fin de negociar la venta de derivados por parte de este país

2012 ENERO

FEBRERO

El MAE entregó la licencia ambiental a la empresa Ecuacorriente S.A. para la fase de explotación del proyecto Mirador

MARZO

ABRIL

MAYO

Jorge Glas viajó a China con para negociar recursos para la financiación de la Refinería del Pacífico 1 Agencia Andes, Noticias del MRNNR, El Comercio, El Universo, Diario Hoy, El Telégrafo, El Mercurio y La Hora.

6 Proceso de licitación hidrocarburífera en Ecuador 2 Anteriormente este Comité estaba compuesto por el ministro del ramo (ministro de Energía y Minas), el ministro de Defensa Nacional, ministro de Finanzas y el gerente general de Petroecuador. 3 Reglamento de Aplicación de la Ley Reformatoria a la Ley de Hidrocarburos, artículo 10.

La legislación hidrocarburífera del país determina que la adjudicación de contratos con empresas privadas se debe realizar a través de licitación (artículo 19), es decir, un concurso público para la contratación o adquisición de bienes y servicios. Este proceso fue reformulado en julio de 2010, cuando entró en vigencia la Ley Reformatoria a la Ley de Hidrocarburos y a la Ley de Régimen Tributario Interno. En ella se crea la Secretaría de Hidrocarburos (art. 16) principalmente para gestionar las actividades de suscripción, administración y modificación de las áreas y contratos petroleros. Anteriormente, estas actividades, eran realizadas por Petroecuador. La adjudicación de contratos que se realizaba mediante licitación a través de un Comité de Licitaciones, dentro del que estaba Petroecuador, pasó a estar a cargo del Ministerio Sectorial y se conformó un nuevo Comité de Licitación Hidrocarbrífera (COLH) compuesto por el viceministro de Hidrocarburos, el ministro coordinador de Sectores Estratégicos y el coordinador general jurídico del MRNNR2. Bajo estas consideraciones, en junio 2011 se convocó a la décima ronda petrolera, que ya incluyó estos cambios y que serán expuestos a lo largo de este artículo. Se resumirá el proceso licitatorio que consta en los instructivos y reglamentos establecidos para el caso. Asimismo, se incluirá una breve revisión de lo que fue el proceso de la décima ronda y las perspectivas en torno a la décimo primera ronda que se espera concluya a finales de 2012.

Proceso licitatorio Este proceso se hace efectivo en los casos en que la Secretaría de Hidrocarburos determine que las empresas públicas no tienen capacidad técnica o económica para el desarrollo de las actividades desde exploración y explotación en una determinada área

Gráfico 2. Proceso de licitación según su instructivo Fuente: Secretaría de Hidrocarburos, documentación de la décima ronda petrolera

Bases y documentación

Preparación y presentación de ofertas

establezca la conveniencia de delegación de actividades de exploración y explotación de hidrocarburos a la iniciativa privada3. Para ello, el COLH estableció un instructivo para licitaciones hidrocarburíferas bajo la modalidad de prestación de servicios. De acuerdo a este documento, este proceso comprendería las siguientes etapas: preparación de documentos, creación y presentación de ofertas, y el procedimiento de licitación y la contratación, según se observa en el gráfico 2. Bases para la licitación Se refiere a todos los documentos necesarios para que las empresas puedan enviar sus ofertas, lo cual incluye: modelo de contrato, información y requerimientos técnicos, económicos y ambientales, condiciones legales, criterios de evaluación, la convocatoria, entre otros requisitos. Preparación y presentación de ofertas Se refiere a los requerimientos sobre la manera en la que las empresas deben presentar sus ofertas, incluyendo su contenido y formatos necesarios, tanto de la oferta con documentación legal y técnica del proceso, como la económica. Evaluación de ofertas Esta etapa comprende dos fases: i) la evaluación legal y técnica, y ii) la evaluación económica de las ofertas. Para ello se conforma una comisión de calificación y evaluación, la cual realiza un análisis de la documentación para verificar si se ajustan o no a lo previsto en los documentos iniciales y a los criterios de adjudicación previstos en el instructivo.

Evaluación de ofertas

Adjudicación y contratación

7 Criterios para adjudicación: • Exploración y explotación en áreas nuevas: programa exploratorio mínimo • Exploración y explotación en áreas de producción: tarifa o rentabilidad propuesta y la programación de inversiones. • Construcción de infraestructura petrolera: integración de la industria nacional durante la construcción Adjudicación y contratación Luego del proceso de evaluación, la Comisión emite un informe sobre las calificaciones, el cual es aprobado o rechazado por el COLH. En el primer caso, conlleva la aprobación y por ende la recomendación y adjudicación al ministro sectorial. En el segundo caso se declara desierto al concurso. Una vez suscrito el contrato, se procede a la inscripción del mismo en el Registro de Hidrocarburos de la Secretaría de Hidrocarburos.

Ronda licitatoria No. 10: bloques marginales El 16 de junio de 2011 el COLH lanzó la convocatoria para la licitación de seis campos marginales: Armadillo, Chanangue, Charapa, Eno-Ron, Ocano-Peña Blanca y Singue, ubicados en las provincias de Sucumbíos y Orellana (ver tabla 1 y gráfico 3). La recepción de ofertas se realizó el 26 de septiembre de 2011 y las siguientes ocho empresas presentaron sus ofertas: Petrobell, Petroriva, y los consorcios DGC, Río Verde, GhozantyConsorcio Montecz, Marañón, Interpec y Okem. El 29 de noviembre de 2011, se conocieron las ofertas económicas de las empresas. Los consorcios Petrobell-Okeme y Montecz manifestaron su interés por el bloque Armadillo; Petroriva S.A., la sociedad Interpec en Ocano Peña Blanca; el conjunto de compañías Marañón en Eno-Ron, y la empresa DGC en bloque Singue. Entre ellas, la oferta presentada por el consorcio Río Verde para el bloque Chanangue fue devuelta por no cumplir con los requerimientos legales y técnicos del proceso. En el caso del bloque Charapa no se presentaron ofertas económicas ni técnicas.

Bloque

Periodo de producción

Reservas probadas y probables

Producción acumulada

Reservas remanentes

Armadillo (Orellana)

Inició su operación en enero de 1997, hasta el mes de abril de 1999.

9 318 354 barriles

252 711 barriles

9 065 643 barriles

Chanangue (Sucumbíos)

El pozo produjo en el período 1990 a 1992.

2 448 320 barriles

68 639 barriles

2 379 627 barriles

Charapa se (Sucumbíos)

1990

7 270 000 barriles

1 367 702 barriles

5 902 298

Eno-Ron, se (Sucumbíos y Orellana)

Se perforó en 1978, pero fue declarado no comercial

8 774 108 barriles

No produjo

Ocano – Peña Blanca (Sucumbíos)

Singue se encuentra (Sucumbíos)

El campo Ocano se perforó en Ocano: 9 069 barriles Peña Blanca: 4 980 1995 y el campo Peña Blanca en 000 barriles. Ocano: 2 000 000 barriles y Peña Blanca: 1994, su última producción fue 113 454 barriles en 2004 (produjo tres años) Fue descubierto en 1990

2 518 000 barriles

477 444 barriles

2 040 556 barriles

Tabla 1. Información bloques ronda licitatoria No.10 Fuente: información disponible en el MRNNR, http:// www.mrnnr.gob.ec/rondas-petroleras/index.php

8 aborando ros se encuentra el bu ar oc dr Hi de ía ar et cr delo de Se mo La ica necesaria y unambi la información técn ental. cio gestión socio política y so

Resultados El 30 de abril de 2012 concluyó este proceso licitatorio, una vez que el MRNNR aprobó la adjudicación de tres de los seis bloques, es decir, Eno-Ron, Ocano-Peña Blanca y Singue a los consorcios Marañón, INTERPEC y DGC respectivamente. En este caso, se aplicó el modelo contractual de prestación de servicios por 20 años de vigencia, el cual es el modelo determinado por ley e incluye una tarifa por barril producido de 34,13 dólares en promedio. De la información proporcionada por la Secretaría de Hidrocarburos, la inversión estimada comprometida en los tres campos asciende a 130,3 millones de dólares y se estima una producción total de 18 millones de barriles. Respecto al esquema de reparto de la renta, el Estado obtendría el 90,2 por ciento y lo restante la empresa. Esta cifra representaría alrededor de 496 millones de dólares como beneficio estatal4.

Ronda licitatoria No. 11: campos suroriente

4 Secretaría de Hidrocarburos, “Firma de tres contratos petroleros en la X Ronda Petrolera”, disponible en: http://www.shc.gob.ec/portal/es/web/ ronda-petrolera/inicio 5 Diario Hoy, “Mapa petrolero trae cambios”, 14 de octubre de 2011. 6 Agencia Pública de Noticias del Ecuador y Suramérica, ANDES, “$496 millones generará operación de los Campos Nororientales”, 14 de mayo de 2012.

Para finales de 2012, la Secretaría de Hidrocarburos tiene previsto lanzar la convocatoria para la décimo primera ronda petrolera para realizar exploración y explotación en 21 bloques localizados en el suroriente del país (Ver gráfico 3), cuya firma de contratos se prevé para mediados de 2013. De acuerdo al informe de gestión 2011 del MRNNR, estos 21 bloques serían asignados de la siguiente forma: dos a EP Petroecuador, dos a Petroamazonas EP, siete a empresas estatales de la comunidad internacional y diez bloques para licitación internacional abierta. La Secretaría de Hidrocarburos se encuentra elaborando la información técnica necesaria y el COLH los documentos y términos de referencia como: base de contratación, modelo de contrato, instructivo, método de evaluación y modelo económico. Por otro lado, se está elaborando un modelo de gestión socio política y de gestión socio ambiental para las áreas de influencia

de esta licitación, así como la aprobación de un mapa catastral de los bloques. Algunas empresas ya han manifestado su interés por participar en la décima primera licitación. La estatal Petroperú estaría interesada en estos bloques, considerando que cuenta con el oleoducto norperuano con capacidad de transporte de 30 000 barriles diarios que está ubicado cerca a la frontera con Ecuador. De la misma manera, la estatal chilena ENAP estaría interesada en participar en la convocatoria. De hecho, la Secretaría de Hidrocarburos ha señalado que existen otras empresas interesadas en participar en la licitación, entre estas se mencionó a Andes Petróleum, Agip, Sinopec, PDVSA, Turkish Petróleum, Petrovietnam, Corea Nacional Oil Company, Ancap y Ecopetrol5. El proceso de exploración en estos campos duraría aproximadamente seis años, y se espera que su explotación se dé en siete u ocho años, toda vez que la infraestructura esté armada. Según la Secretaría, en los tres primeros años se invertiría 1 300 millones en la exploración de los 21 bloques, de los cuales al menos un 70% serían adjudicados en la licitación. Respecto a la difusión y socialización de esta ronda, algunas instituciones estatales (Secretaría de los Pueblos, Movimientos Sociales y Participación Ciudadana, Secretaría de Hidrocarburos, SENPLADES y ECORAE) han comenzado a realizar presentaciones de la décima primera ronda en Pastaza y Morona Santiago. Como se observa en el mapa, muchas de estas áreas se encuentran en superficies poco explorados, lo que incluye territorios de nacionalidades indígenas (Achuar, Andoa, Sapara, entre otras), hecho que crea conflictividad en el área y que genera inquietudes respecto al proceso de consulta previa en las comunidades de la zona, pues han existido anuncios del MRNNR que aseguran que hasta septiembre del presente año se culminará con el proceso de consulta6.

9 Carchi

51 52 58

11 50 56

Leyenda 59

EP PETROECUADOR 11-56-57-58-59

Imbabura 18

44 48

Napo

61 64 65 21

14 43 31

66 10

Orellana

87 86

80 85

81 76 82 77

BLOQUE 45 PUMA CONSORCIO PEGASO BLOQUE 47 PBH - ENAP SIPEC

BLOQUE 10 VILLANO - AGRIPOL

BLOQUE 46 MDC - ENAP SIPEC

Pastaza

70 75

SECRETARÍA DE HIDROCARBUROS 22-28-29-43-70-71-72-73-74-75-76 77-78-79-80-81-82-83-84-85-86-87

BLOQUE 16 REPSOL YPF

Fuente: Secretaria de Hidrocarburos

BLOQUE 14-17 PETROORIENTAL NANTHU-HORMIGUERO

55 14

Sucumbíos

Morona Santiago

PETROAMAZONAS EP 7-12-15-1821-31

Gráfico 3. Mapa de bloques petroleros, incluye bloques en licitación

BLOQUE 49 BERMEJO TECPECUADOR BLOQUE 62 TARAPOA ANDES PETROLEUM BLOQUE 64 CONSORCIO PALANDA YUCA SUR BLOQUE 65 PINDO CONSORCIO PETROSUD - PETRORIVA BLOQUE 66 TIGUINO PETROBELL BLOQUE 20 EP PETROECUADOR - IVANHOE BLOQUE 60 EP PETROECUADOR - RÍO NAPO CAMPOS 10ma RONDA - MARGINALES 50-51-52-53-54-55 Límite provincial

Los últimos años se han caracterizado por el constante incremento de la preocupación por el medio ambiente, generándose así iniciativas para reducir los efectos del cambio climático. Estas iniciativas proponen medidas que buscan entre otras cosas, reducir las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) generadas principalmente por la industria y el transporte, debido a su característica de utilizar de manera intensiva combustibles fósiles para su funcionamiento. En este sentido, el análisis de la matriz energética es indispensable porque permite identificar estructuras de consumo y oferta de energía de los países y regiones alrededor del mundo. En este contexto, el presente artículo pretende ser un insumo para entender la situación y conceptos alrededor de la temática de matriz energética mundial, regional y nacional mediante su descripción sintetizada. Las conclusiones generadas buscan incentivar el debate acerca de los principales retos del país, la región y del mundo, en torno a una transición energética que cada vez más parece ser más necesaria.

Matriz energética La vida es un proceso continuo de conversión y transformación de energía. En este sentido, la energía es indispensable para el desarrollo humano y el crecimiento económico, principalmente por la gran cantidad de servicios que ofrece (Rogner y Popescu; 2000: 31-32). El concepto de matriz energética puede verse complejizado por el gran número de factores que engloba. En términos simples, la matriz energética de un país se refiere a su balanza energética, es decir las interacciones entre la demanda y oferta de energía, por sector de actividad y por fuente. Este instrumento resulta de utilidad por la información que brinda acerca de las tendencias de producción y consumo, por fuente y sectores. Además, es una herramienta de información para los gobiernos y un indicador de las tendencias estructurales económicas, demográficas y sociales (Fontaine, 2011: 1).

¿Qué es la matriz energética? Definiciones, estado y perspectivas de transición.

10 se energética de un país iz tr ma la s, le mp si os ne in io rm cc En té decir las intera actis es , ca ti gé er en a nz la ba su refiere a por sector de a, gí er en de ta er of y a nd te ma en entre la de vidad y por fu Mundial Los últimos años se han caracterizado por un considerable incremento en la cantidad de oferta y demanda de energía a nivel mundial. Este cambio en el uso de energía inició a raíz de la Revolución Industrial, incrementándose mucho más desde 1950, pocos años después de haber finalizado la II Guerra Mundial. Desde entonces, el uso de energía primaria7 ha reportado un aumento significativo y sostenido hasta la actualidad, habiéndose incrementado en un 114% desde inicios de la década del 70 con respecto al año 2009, según estadísticas del Banco Mundial. Este incremento se explica principalmente por la expansión industrial y tecnológica experimentada durante la segunda mitad del siglo XX. También se debe a los incrementos del ingreso per cápita y de la tasa de población mundial. El gráfico 4 muestra el cambio de la estructura de la oferta y demanda energética a nivel mundial entre los años 1973 y 2009.

Recuadro 1. Fuentes de energía Fuente: IEA (2011).

7 Se refiere al consumo de energía antes de la transformación en otros combustibles finales (Banco Mundial). 8 Millones de toneladas equivalentes de petróleo, medida que se emplea para designar la misma unidad de energía a las diferentes fuentes.

Según cifras de la Agencia Internacional de Energía, AIE (2011: 6, 28), durante el período 1973 – 2009, la oferta de energía provino en su mayoría del petróleo, el carbón y el gas natural. Como se observa el gráfico 4, el petróleo en 1973 representaba aproximadamente la mitad de la oferta energética mundial (46%), mientras que en 2009 representó el 33%. Este cambio se explica principalmente por el incremento de la oferta de gas natural (del 16% al 21%) y de la energía nuclear (del 1% al 6%). Respecto a la demanda energética, en 1973, esta provino en su mayoría de productos derivados del petróleo (48%), carbón (14%) y gas natural (14%). Esta repartición cambió en 2009, año en que los productos derivados del petróleo, la electricidad el y el gas natural representaron el 41, 18 y 15% respectivamente. Como se aprecia en el gráfico 4, la estructura actual de la demanda energética mundial muestra que la electricidad ha tomado mayor relevancia como fuente de consumo de energía.

La AIE clasifica a las fuentes de energía de la siguiente manera: • Petróleo: incluye petróleo crudo, líquidos del gas natural, materias primas para refinerías, aditivos y otros hidrocarburos. • Gas natural: incluye la extracción de gas natural. • Carbón: incluye carbón de todo tipo, tanto primario (incluido el carbón de hulla y lignito) como derivados (incluyendo combustible patentado, coque, coque de gas, gas de fábrica, gas de coque, entre otros gases). • Biomasa y desechos: se definen como cualquier material vegetal utilizado directamente como combustible o convertido en combustible, electricidad o calor. Comprende biocombustibles sólidos y líquidos, biogases, residuos industriales y municipales, madera, residuos vegetales, etanol, materiales de origen animal, residuos y legías de sulfito. • Hidroelectricidad: se refiere a la energía eléctrica producida en centrales hidroeléctricas • Nuclear: se refiere al equivalente de calor primario de la electricidad producida en una central nuclear. • Otros: incluye la energía geotérmica, solar, eólica, proveniente de las mareas y olas, y calórica.

En el gráfico 4 se observa el incremento significativo de la cantidad total de energía ofertada y demandada a nivel mundial entre 1973 y 2009. Durante este período, la oferta mundial de energía prácticamente se duplicó (de 6 111 a 12 150 Mtep8), mientras que la demanda mundial de energía se incrementó en un 79% (de 4 674 a 8 353 Mtep), confirmando así

la explosión en el uso de energía con que se han caracterizado los últimos sesenta años. También, se puede observar la participación marginal en la matriz energética mundial que se registró en 1973 y que se mantiene hasta la actualidad, por parte de energías alternativas como la geotérmica, la solar, la calórica, la eólica, entre otras.

11 OFERTA DE ENERGÍA PRIMARIA TOTAL

1973 1973

1% 1% 2% 2%

16% 16% 10% 10%

0% 0%

2009 2009

46% 46% 25% 25%

14% 14%

10% 13% 0%

46%

13%

9% 9% 25% 14% 2% 14% 2%

1973

14%

33% 33%

6% 6% 10% 10%

27% 27%

1% 1% Total: 12150 Mtep

1973 TOTAL DE ENERGÍA FINAL CONSUMO 1973 16% 1% 1973

2% 2%

21% 21%

48% 48%

Petróleo, fuente principal de energía

2009 2009 2009

Total: 12150 Mtep 21% 15%

15%

33%

6% 13%

41% 41%

2% 13% 10%

18% 1%18%

27%

10% 10% Total: 12150 Mtep 3% 3%

2009

Petróleo Petróleo Carbón Carbón Otros* Otros* Biocombustibles y Biocombustibles y desperdicios desperdicios Hidroelectricidad Hidroelectricidad Electricidad Electricidad Nuclear Nuclear Gas natural Petróleo Gas natural Carbón

Gráfico 4. Oferta y demanda de energía a nivel mundial en los años 1973 y 2009 (% del total) Fuente: IEA (2011). * Otros incluye geotérmica, solar, eólica, etc.

Otros* Biocombustibles y desperdicios Hidroelectricidad Electricidad Nuclear Gas natural

15%

reservas mundiales totales. Asimismo, Venezuela, Irán, Irak y Kuwait (en ese orden) mantienen niveles de reservas 13% 13% probadas importantes. Estos cuatro países y Arabia Saudita 41% Como se señaló previamente, en48% la actualidad el petróleo suman, aproximadamente, el 60% del total mundial de es la mayor fuente de generación y consumo de energía a reservas probadas de petróleo (British Petroleum, 2010: 9% nivel mundial (Gráfico 4). Si se compara con otras fuentes 18%6). La tabla 2 sintetiza la situación actual de los países: de energía, presenta una relativa facilidad de generación exportadores netos, con mayor cantidad de reservas, 14%de bajos costos de extracción, alta importadores 10%netos y productores a nivel mundial, de las energética, 2% además rentabilidad y grandes reservas. Alrededor de este recurso, diferentes 3% fuentes energéticas analizadas en el recuadro 1 existe una gran cantidad de intereses de países como y gráfico 4. Estados Unidos (cuyas reservas se agotan rápidamente), el cual considera al abastecimiento de energía como un tema Se puede distinguir en la tabla, la participación de Rusia de seguridad nacional, doctrina que le obliga a intervenir como país de grandes reservas de gas natural y carbón, en conflictos que involucran a sus aliados productores además de ser el primer país productor de petróleo. de petróleo (Klare, 2004). De igual manera, por su Asimismo, se puede observar el caso de Estados Unidos, el característica de fuente principal de energía, el petróleo cual a pesar de contener un bajo nivel de reservas petroleras se encuentra estrechamente vinculado al dinamismo de y de ser el tercer país productor de petróleo a nivel mundial, la economía mundial, generando expectativas hacia los es el primer país importador neto del recurso. También es determinantes de su precio tanto en países exportadores el primer país productor de energía nuclear. como importadores del recurso. Se destaca la característica de Japón como país importador A nivel de reservas de petróleo, Arabia Saudita es el país que neto de petróleo, gas natural y carbón y la dependencia de mayor cantidad de reservas probadas9 registraba a finales China hacia las importaciones de petróleo y carbón, pese a del año 2009, con aproximadamente la quinta parte de las ser el primer productor mundial de estos recursos (tabla 2).

9 Constituyen volúmenes de hidrocarburos que existen en los yacimientos, los cuales son factibles de ser recuperados con toda seguridad mediante estudios realizados, especialmente con la perforación de pozos y pruebas de producción (Petroecuador, 2010).

12 Tabla 2. Situación actual de la oferta energética mundial (% de participación a nivel mundial)

Fuente: BP (2010) para las cifras de reservas y lo restante IEA (2011).

Petróleo

Gas natural

Carbón

Energía nuclear

Hidro electricidad

Electricidad

Reservas (a finales de 2009)

Productores (Para petróleo, gas natural y carbón, datos de 2010. Para energía nuclear, hidroelectricidad y electricidad datos de 2009)

Exportadores netos (Para petróleo, datos de 2009. Para gas natural y carbón, datos de 2010)

Importadores netos (Para petróleo, datos de 2009. Para gas natural y carbón, datos de 2010)

Arabia Saudita (19,8%)

Rusia (12,6%)

Arabia Saudita (16,5%)

Estados Unidos (25,5%)

Venezuela (12,9%)

Arabia Saudita (11,9%)

Rusia (13%)

China (9,9%)

Irán (10,3%)

Estados Unidos (8,5%)

Irán (6,5%)

Japón (8,9%)

Irak (8,6%)

Irán (5,7%)

Nigeria (6%)

India (7,9%)

Kuwait (7,6%)

China (5%)

Emiratos Árabes Unidos (5,3%)

Corea (5,7%)

Rusia (23,7%)

Rusia (19,4%)

Rusia (20,9%)

Japón (12,1%)

Irán (15,8%)

Estados Unidos (18,7%)

Noruega (12,5%)

Alemania (10,1%)

Qatar (13,5%)

Canadá (4,9%)

Qatar (12%)

Italia (9,1%)

Turkmenistán (4,3%)

Irán (4,4%)

Canadá (8,9%)

Estados Unidos (9%)

Arabia Saudita (4,2%)

Qatar (3,7%)

Argelia (6,8%)

Francia (5,6%)

Estados Unidos (28,9%)

China

Australia

Japón

Rusia (19%)

Estados Unidos

Indonesia

China

Australia (9,2%)

India

Rusia

Corea

China (13,9%)

Australia

Colombia

India

India (7,1%)

Sudáfrica

Taipéi

Estados Unidos (30,8%)

Francia (15,2%)

Japón (10,4%)

Rusia (6,1%)

Corea (5,5%)

China (18,5%)

Brasil (11,7%)

Canadá (10,9%)

Estados Unidos (9%)

Rusia (5,3%)

Estados Unidos (20,8%)

Paraguay (19,6%)

Italia (18,7%)

China (18,4%)

Canadá (14,8%)

Brasil (16,6%)

Japón (5,2%)

Francia (11,3%)

Estados Unidos (14,1%)

Rusia (4,9%)

Rusia (6,5%)

Finlandia (5%)

India (4,5%)

República Checa (6,1%)

India (4,1%)

13 Petróleo vs inversión en nuevas fuentes de energía Al observar la participación del petróleo en la oferta y demanda de energía a nivel mundial actual, y como se señaló previamente, tomando en cuenta su rentabilidad y facilidad de generación energética, resulta pertinente el debate acerca de la relación entre la existencia del recurso y la falta de inversión en el desarrollo de energías alternativas y renovables. Según BP (2010), mediante un cálculo del ratio “reservas / tasa de producción a finales de 2009” el cual estima el horizonte petrolero de los países (fecha de agotamiento de sus reservas), a nivel mundial seguiría existiendo petróleo toda vez que se mantenga la tasa de producción de finales de 2009, por 45,7 años más. Claro está, por un lado la tasa de producción de petróleo es cada vez mayor, por lo que este horizonte disminuiría; pero por otro lado, se conoce también que con el pasar de los años pueden descubrirse nuevos yacimientos o implementarse nueva tecnología o incrementar el nivel de reservas, aumentando así el horizonte petrolero.

por lo impredecible del recurso y de su entorno. Es decir, factores como la geopolítica cambiante alrededor del recurso, la fijación de cuotas por organismos como la OPEP, el incremento de tecnologías de explotación y procesamiento, la reapertura de campos que antes no eran rentables por precios bajos, el inicio de explotación de petróleo no convencional, los descubrimientos de nuevos campos, entre los más importantes, dificultan una estimación óptima del pico petrolero. Es necesario tomar en cuenta que alcanzar el pico petrolero no se refiere al agotamiento del recurso, sino al inicio de la reducción de su tasa de producción. Si se toman en cuenta los pronósticos del pico petrolero existentes (como el del recuadro 2), además de factores antes mencionados, se podría intuir que, en el peor de los escenarios (que se alcance el pico petrolero pronto), seguiría existiendo explotación petrolera al menos por varias décadas más.

Esta ratio de horizonte petrolero se encuentra relacionado al concepto de “pico petrolero”, el cual sostiene que la producción de petróleo alcanzaría un máximo en cierto período de tiempo y a partir de entonces tendría una tendencia decreciente en producción, ocasionando efectos directos en su consumo, demanda y precios (Castro, 2011: 40). Alrededor de este concepto existen varias teorías sustentadas en diferentes metodologías y factores, cada una con su predicción acerca de la fecha en la que se alcanzaría este pico. La limitante de este cálculo se encuentra en la certeza de sus predicciones

Es por esto, además de la existencia de reservas de gas natural y carbón que de igual manera son significativas, que el desarrollo de nuevas fuentes de energía queda relegado a un segundo plano, puesto que resulta más barato producir e incluso importar petróleo o gas natural como fuente de energía, que desarrollar energías renovables. Quizás el agotamiento del recurso petrolero provocado por el paso del tiempo sea un fuerte incentivo para el desarrollo de energías alternativas, pero en espera de que esto suceda, existe un alto costo generado por los impactos socio-ambientales de la industria. Asimismo, es vital considerar el rol que cumplirán en los próximos años economías emergentes como Brasil, Rusia, India y especialmente China, ya que su demanda energética crece significativamente y se espera que esto aumente.

La AIE estableció en su World Energy Outlook (WEO) 2010 dos escenarios. El primero llamado “escenario de nuevas políticas”, en el cual se cumplirían los compromisos respecto a política energética anunciados por los países del mundo incluidas las promesas de reducir las emisiones GEI y los proyectos para retirar subsidios. Por otro lado, un segundo escenario llamado “escenario 450”, el cual contempla el virtual cumplimiento de la meta de llegar a los 2ºC a través de la limitación de la concentración de GEI en la atmósfera.

Una vez establecidas las tasas de producción, inversión, demanda, precios, etc. en los que se daría cada escenario, el WEO llegó a la conclusión de que en el “escenario de nuevas políticas”, la producción de petróleo no alcanzaría su pico antes del año 2035, aunque estaría cerca de hacerlo. Por otro lado, en el “escenario 450” la producción de petróleo alcanzaría su pico antes de 2020, debido principalmente a la menor demanda del recurso que existiría para ese entonces.

Recuadro 2. ¿Sabías que…? Fuente: IEA (2010).

14 Latinoamérica10 Producción de energía

10 Para esta sección se consideraron países de Latinoamérica a: Argentina, Bolivia, Brasil, Chile, Colombia, Costa Rica, Cuba, Ecuador, El Salvador, Guatemala, Haití, Honduras, México, Nicaragua, Panamá, Paraguay, Perú, República Dominicana, Uruguay y Venezuela.

Gráfico 5. Producción de energía primaria por fuente de los países mayor productores de Latinoamérica al 2008 (millones de toneladas equivalentes de petróleo)

La producción de energía en Latinoamérica tiene como fuente principal al petróleo. Durante el año 2008 (IEA, 2010 a) (IEA b, 2010 b), del total de la producción de energía de la región, más de la mitad correspondió a petróleo (56%), siguiendo por una lado la producción en base a gas natural y biomasa y desechos (15% cada una), y por otro lado la hidroelectricidad y carbón (7% cada una). Finalmente, el 2% de la producción energética total de Latinoamérica en el año 2008 correspondió a energía nuclear y a energías geotérmica, solar, etc. (1% cada grupo). En el gráfico 5 se observa la producción de energía por fuente de los seis países que fueron los mayores

productores de energía primaria durante el año 2008 (entre los seis representaron el 92% del total de energía de la región). Se destaca la importancia que tienen los países de México, Venezuela y Brasil puesto que entre los tres producen aproximadamente el 70% del total de energía de Latinoamérica. Cabe mencionar que los países con menor producción de energía fueron Panamá, Uruguay, República Dominicana, Haití y Honduras (de menor a mayor), los cuales en conjunto representaron el 0,9% de la producción energética de la región. Por otro lado, se aprecia en el gráfico 5 que en México, Venezuela y Ecuador predomina el petróleo como fuente de producción de energía mientras que en Brasil, Colombia y Argentina existen otras fuentes importantes de producción energética como la biomasa y la hidroelectricidad (Brasil), el carbón (Colombia) y el gas natural (Argentina).

México Brasil Venezuela Colombia

Fuente: IEA (2010 a), IEA (2010 b)

Argentina Ecuador 0

100

150

200

250

Mtep Petróleo

Gas natural

Biomasa y desechos

Hidroeléctrica

Carbón

Geotérmica, solar, etc.

Se pueden apreciar en la tabla 3 los principales países productores de la región por fuente de energía durante el año 2008. Se destaca la importante contribución de Brasil como productor de energía en base a biomasa e hidroelectricidad; Argentina y México como productores de gas (aproximadamente el 60% entre ambos respecto al total de la región); Colombia como el mayor productor de energía en base a carbón con aproximadamente el 80% del total producido por

Nuclear

la región; y México y Venezuela como los mayores productores de energía en base a petróleo. Además, es importante señalar que los únicos países que generan energía primaria en base a energía nuclear son Brasil (45%), México (31%) y Argentina (24%). Es importante destacar la participación de países como El Salvador y Costa Rica como productores de energía geotérmicas, solar, entre otras y de Paraguay como productor de hidroelectricidad.

15 En promedio, Latinoamérica destina el 33% de su consumo energético a industrias, el 35% al tran sporte, el 25% a otros usos (entre los que se incluye la agricultura, silvicultura, pesca, servicios, entre otros), y el 7% a usos no energéticos.

Petróleo crudo

Gas

Biomasa y desechos

Hidroeléctrica

Carbón

Geotérmica, solar, etc.

México (33%)

Argentina (29%)

Brasil (65%)

Brasil (52%)

Colombia (78%)

México (67%)

Venezuela (28%)

México (28%)

México (7%)

Venezuela (12%)

México (9%)

El Salvador (14%)

Brasil (19%)

Venezuela (16%)

Chile (4%)

Paraguay (8%)

Venezuela (7%)

Costa Rica (13%)

Argentina (7%)

Bolivia (10%)

Colombia (4%)

Colombia (7%)

Brasil (4%)

Nicaragua (3%)

Colombia (6%)

Brasil (9%)

Guatemala (3%)

México (6%)

Chile (0,4%)

Brasil (2%)

Tabla 3. Países con mayor participación en la generación de energía según fuente durante 2008 (Porcentaje del total) Fuente: IEA (2010 a), IEA (2010 b)

Consumo total de energía El consumo de energía final durante el año 2008 por parte de la región de Latinoamérica estuvo distribuido en aproximadamente un 90% entre los países que se observan en el gráfico 6. De estos, Brasil reportó un consumo de energía final del 37% respecto al total de la región, México un 22%, Argentina 10%, Venezuela 8% y Colombia y Chile el 5% cada uno. Por otro lado, los cinco países con menor consumo de energía de la región fueron Panamá, Haití, Nicaragua, Uruguay y El Salvador (de menor a mayor), los cuales en conjunto representaron el 3% del total de consumo energético.

El gráfico 6 a la vez muestra el destino del consumo de energía los países. Se observa que la energía consumida se destina en su mayoría a la industria y al transporte. Brasil, Argentina y Venezuela, destinan una mayor cantidad de su consumo energético a la industria (31, 32 y 41% respectivamente). Por otro lado, México destina casi la mitad de su consumo energético al transporte mientras que Chile y Colombia destinan la misma cantidad de consumo energético al transporte e industrias. En promedio, Latinoamérica destina el 33% de su consumo energético a industrias, el 35% al transporte, el 25% a otros usos (entre los que se incluye la agricultura, silvicultura, pesca, servicios, entre otros), y el 7% a usos no energéticos.

39%

Brasil 26%

México

32% 45%

Argentina 32%

27%

Venezuela 41%

35% 15% 8%

33%

21%

22%

Gráfico 6. Consumo total de energía final por destino de los países mayor consumidores de Latinoamérica al año 2008 (millones de toneladas equivalentes de petróleo)

Fuente: IEA (2010 a), IEA (2010 b) * Otros incluye residencial, agricultura, pesca, servicios, pesca, entre otros.

Colombia 32% 32% 30% 5% Chile 35% 35% 25% 5% 0 Industria

Transporte

60 Otros

100 Mtep

120

Usos no energéticos

140

160

180

200

16 de parmeta alcanzar el 6% mo co a te an pl se BV PN de la el ta En rnativas en el to l te al as gí er en de ón ci 2013. pa o ci ti capacidad instalada al añ

Ecuador Para el caso particular del Ecuador, del total de energía producida durante 2008, el 92,9% correspondió a petróleo crudo (del cual se exportó aproximadamente el 70%), 1,4% a gas natural, 2,3% a biomasa y desperdicios y 3,4% a hidroelectricidad. La oferta total de energía primaria estuvo distribuida en 77% por parte del petróleo, 3% productos del petróleo, 4% gas natural, 9% hidroelectricidad y 6% biocombustibles y desperdicios. Finalmente, el consumo total de energía final correspondió en un 12% a electricidad, 5% biomasa y desperdicios, y 82% a productos del petróleo, destinándose este último en un 59% al transporte, del cual el 91% correspondió a transporte terrestre (IEA, 2010: II.130). El consumo de energía final proveniente de biomasa y de hidroelectricidad se destinó en su mayoría a otros consumos, en especial residencial. Estos datos confirman el grado de dependencia hacia el petróleo como fuente de producción, oferta y demanda de energía, la cual se destina en su mayoría al sector transporte. Por otro lado, aunque en menor cuantía que los productos del petróleo, la electricidad representó el 12% del consumo total de energía final del país en 2008. Gran parte de esta electricidad proviene de energía hidroeléctrica, la cual se espera incremente en el mediano plazo con el inicio de operación de centrales hidroeléctricas ubicadas a lo largo del país actualmente en construcción. Con esto se lograría el autoabastecimiento eléctrico del país que permita el cese de la importación de electricidad (incluso se contempla exportar electricidad), además del incremento de la participación de esta como fuente de consumo de energía final a nivel nacional. 11 Según el artículo 280 de la Constitución, “es el instrumento al que se sujetarán las políticas, programas y proyectos públicos; la programación y ejecución del presupuesto del Estado; y la inversión y la asignación de los recursos públicos. Su observancia será de carácter obligatorio para el sector público e indicativo para los demás sectores”.

Política energética Desde el inicio del actual gobierno, se ha establecido que la energía es un sector estratégico del país, lo cual se vio plasmado en la Constitución expedida en el año

2008. En este sentido, el Plan Nacional para el Buen Vivir (PNBV)11, plantea una serie de estrategias, metas y objetivos energéticos trazados con la finalidad de lograr un cambio de matriz energética, mediante el incremento de la participación de las energías renovables (incluidos proyectos hidroeléctricos, geotermia, biomasa, eólica y solar), y de la generación de eficiencia en el sector transporte. Por otro lado, el PNBV se plantea el objetivo de garantizar los derechos de la naturaleza y promover un ambiente sano y sustentable (objetivo 4 del PNBV) mediante la implementación de políticas que busquen diversificar la matriz energética nacional, promoviendo la eficiencia y una mayor participación de energías renovables sostenibles (4.3), con lo que se busca alcanzar el 6% de participación de energías alternativas en el total de la capacidad instalada al año 2013 (4.3.3). En este sentido, gran parte de la política energética del país se ha centrado en desarrollar el sector hidroeléctrico mediante el incremento de los niveles de inversión para la ejecución de “proyectos emblemáticos”, con los que se espera lograr un autoabastecimiento eléctrico a nivel nacional. Complementariamente con estos proyectos, se han llevado a cabo medidas como la racionalización de tarifas eléctricas que focalicen el subsidio a la electricidad incorporando un criterio progresivo (el que más consume, paga más), además del impulso del Consejo Nacional de Electricidad (Conelec), que ahora cuenta con una hoja de ruta para la electricidad en el país (Plan Maestro de Electrificación 2009 -2020). De igual manera, se han creado incentivos al uso de focos ahorradores, se ha buscado reducir las pérdidas negras, se han legalizado y regulado medidores. Otra decisión importante fue la separación de la gestión energética de la del sector petrolero y minero mediante la creación del Ministerio de Recursos Naturales no Renovables y el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable (ambos en sustitución del Ministerio de Energía y Minas). Pese a ser importantes estos avances, resultan un tanto limitados a la hora de realizar un cambio sustancial

17 en la matriz energética del país. Si bien es cierto, con la implementación de los “proyectos emblemáticos” y de las medidas antes señaladas se lograría en el mediano plazo el autoabastecimiento eléctrico del país, la dependencia hacia el petróleo como fuente de producción, oferta y demanda de energía se vería disminuida de manera marginal, e incluso se incrementaría, si se toman en cuenta factores como el inicio de explotación de los campos petroleros del sur oriente del Ecuador, además de una eventual explotación del Yasuní, y del inicio de operaciones de la Refinería del Pacífico. Por esto, mientras se mantenga una economía dependiente de los ingresos petroleros y no exista una diversificación de la matriz productiva del país, además de la política de subsidios actual, resulta complejo pensar en un cambio de matriz energética, por lo menos en el corto plazo. Conclusiones A nivel mundial, existe una fuerte dependencia hacia combustibles fósiles como fuente de energía y un incremento sostenido de la demanda energética. Las reservas de petróleo se agotarán en el mediano plazo y es necesario empezar a pensar en una transición energética. Para lograr esta transición, es importante primero dejar de lado la idea utópica de eliminar de un día para otro la dependencia hacia los combustibles fósiles como fuente y generación

de energía. Asimismo, se debe plantear la meta de empezar por un lado con una reducción controlada de las tasas de crecimiento del uso de combustibles fósiles y por otro lado, la adopción de medidas como la focalización y uso eficiente de los subsidios a los combustibles, puesto que el sector transporte es uno de los principales destinos de la energía final. A la vez, es necesario que los compromisos adquiridos por parte de los países industrializados de reducir sus emisiones de GEI se cumplan y a la vez contemplar la implementación de sanciones contra el incumplimiento de los mismos. A nivel nacional, pese a la relevancia que se ha brindado al sector energético por el Gobierno actual, tomando en cuenta la dependencia que existe hacia el petróleo como fuente de producción, generación y consumo energético, además de ser una importante fuente de ingresos para la economía, parece poco probable alcanzar el cambio de la matriz energética. Para empezar esta transición, es necesario contemplar una focalización e incluso la eliminación de los subsidios a los derivados de petróleo y una reducción de la dependencia de la economía nacional hacia los ingresos que genera la extracción del recurso. Para lograrlo, se debe propiciar el desarrollo de nuevas fuentes de energía de la mano de un cambio de la matriz productiva nacional que contemple una diversificación económica basada en industrias sostenibles y sustentables, lo que a la vez reduciría los impactos ambientales.

• British Petroleum (2010). “BP Statistical Review of World Energy”. Londres. • Banco Mundial (2012). Sección de estadísticas de energía y minería. Tomadas de http://datos.bancomundial.org/ tema/energia-y-mineria en marzo de 2012. • Castro, Miguel. Hacia una Matriz Energética Diversificada en Ecuador. Quito, CEDA. • Fontaine, Guillaume (2011). “The effects of governance modes on the energy matrix of Andean countries”. Energy Policy. • IEA (International Energy Agency) (2011). “Key World Energy Statistics“. Paris. • IEA (International Energy Agency) (2010 a). “Energy Balances of non-OECD countries”. Paris. • IEA (International Energy Agency) (2010 b). “Energy Balances of OECD countries”. Paris. • Klare, Michael (2004). “Sangre y petróleo: peligros y consecuencias de la dependencia del crudo”. Barcelona: Urano. • Rogner, Hans y Anca Popescu (2000). “An Introduction to Energy”. En José Goldemberg (Ed.): World Energy Assessment. Energy and the challengue of Sustainability. Washington D.C. • Secretaría Nacional del Planificación y Desarrollo (SENPLADES). Plan Nacional para el Buen Vivir 2009 - 2013 (PNBV).

Referencia bibliográfica

18 PERSPECTIVAS A FUTURO

Contratos mineros Las negociaciones para la firma de los contratos de explotación minera continuarán en los próximos meses del año, y posiblemente se prolongarán, sobre todo debido a los parámetros de participación del Estado en la renta de los proyectos mineros. Entre estos, el impuesto sobre ganancias extraordinarias (30% para las empresas y 70% para el Estado), el reparto de utilidades mineras y los porcentajes de regalías anticipadas. En este sentido, los proyectos Fruta del Norte (Kinross), Río Blanco (San Luis Minerals), Quimsacocha (Iamgold) y San Carlos (ECSA) están a la espera de que se concrete la firma del contrato y se ha anunciado que posiblemente sea necesaria una reforma a la Ley de Minería en cuanto a la participación de las empresas y el Estado sobre los beneficios de la explotación de los minerales. Proyecto Refinería del Pacífico En los últimos meses de 2011 se desarrollaron trabajos de construcción de un campamento en la zona de El Aromo, donde tendrá lugar la construcción de la refinería. En la actualidad, se adjudicó al consorcio multinacional OHM, de origen coreano-brasileñoecuatoriano, un contrato para la movilización de tierras en el área del proyecto, de 500 hectáreas en total, donde están ubicadas las comunidades de El Aromo en el cantón Manta y Río Manta del cantón Montecristi. La

movilización estaría prevista en un plazo de 30 meses y se continuará la construcción de las vías de acceso a la refinería. La ejecución del proyecto requiere estudios previos de impacto ambiental. Distribución de la participación laboral en utilidades petroleras Desde 2010, los Gobiernos Autónomos Descentralizados (GAD) localizados en las zonas de influencia de proyectos hidrocarburíferos, cuentan con una fuente de ingresos, que provienen del 12% de la participación laboral en las utilidades de las empresas petroleras privadas. El 9 de mayo de 2012, vía Decreto Ejecutivo No. 1135 publicado en el R.O. No. 699, se expide el “Reglamento para la asignación de recursos para proyectos de inversión social y desarrollo territorial en las áreas de influencia donde se ejecutan actividades de los sectores estratégicos”, el cual determina el procedimiento por el cual se puede acceder a dichos recursos. Previamente se habían expedido dos acuerdos ministeriales que fueron derogados. Además, este nuevo reglamento norma el proceso de distribución de las regalías mineras de empresas mineras privadas y los excedentes de los ingresos de las empresas públicas que operan en los sectores estratégicos.

Grupo FARO agradece los comentarios y aporte de Guillaume Fontaine que fortalecieron el análisis presentado. Los lectores pueden reproducir este documento de investigación siempre que se cite la fuente de la siguiente manera: Grupo FARO (2012). “Introducción a la matriz energética y el nuevo proceso de licitación petrolera”. Ciudadanía Analiza No. 4. Quito, Ecuador. Ningún recurso de Grupo FARO puede ser utilizado con fines comerciales. Las ideas expuestas en este documento son el punto de vista del autor/es y no representa, necesariamente, la posición institucional de Grupo FARO en el tema analizado.

Da seguimiento a indicadores relevantes y brinda un análisis conciso y basado en evidencia de los principales cambios institucionales, legales, sociales o económicos realizados en diferentes sectores destacados para el desarrollo del Ecuador. En este número, Grupo FARO publica un documento que presenta los principales aspectos del nuevo proceso de licitación petrolera en Ecuador y los avances de las rondas décima y décima primera. Adicionalmente, se introduce hacia los principales conceptos y aspectos sobre la matriz energética, incluyendo indicadores a nivel local, regional y mundial.

DIRECTOR EJECUTIVO: Orazio Bellettini DIRECCIÓN DE INVESTIGACIÓN: Andrea Ordóñez COORDINACIÓN: María del Carmen Pantoja SUPERVISIÓN EDITORIAL: Andrea Zumárraga

AUTORES: Juan José Herrera, Julio López y Karla Arias EDICIÓN Y CORRECCIÓN DE ESTILO: Liseth Estévez DISEÑO: Diego Corrales DIAGRAMACIÓN: Alejandro Miranda

FOTO PORTADA: Gianna Benalcázar Impreso en Ecuador IMPRESIÓN: Soboc Grafic ISBN-978-9942-9899-3-2 Primera edición, 1ra tirada, agosto 2012

Grupo FARO es un Centro de Políticas Públicas independiente, que promueve el cambio social a través de la investigación aplicada, el diálogo plural y la acción colectiva.

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