El liderazgo de la gestión petrolera regresa al Estado, monitoreo 2011

Lupa Fiscal

El liderazgo de la gestión petrolera regresa al Estado, monitoreo 2011 CONTENIDO

2

Introducción Ruta del petróleo durante 2011

3 3

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

3 3 6 7 7 8

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

11 11 12 15 19

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

20 21 21 24

Conclusiones

26

Referencias

26

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

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

El documento está organizado en tres secciones. La primera recoge la información

PRODUCCIÓN DE CRUDO

RUTA DEL PETRÓLEO DURANTE 2011 Este proceso inicia con la explotación petrolera realizada por EP Petroecuador, Petroamazonas EP y las compañías privadas (fase 1), sobre todo en la región Amazónica. Una vez extraído el crudo, se lo trans-

porta desde su lugar de la explotación hacia el centro de fiscalización a través de un sistema de oleoductos, donde se cuantifica el crudo producido por cada empresa. Posteriormente, se lo transporta mediante el Oleoducto de Crudos Pesados (OCP, que opera desde 2003) y el Sistema de Oleoducto Transecuatoriano (SOTE) (fase 2). El crudo transportado tiene dos destinos: una parte se entrega a las refinerías para su industrialización (fase 3) y otra se entrega en los diferentes puertos para proceder a su exportación (fase 4).

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

PETROLERO DURANTE EL AÑO 2011 (CIFRAS EN MILLONES DE BARRILES) TRANSPORTE DE CRUDO

REFINACIÓN DE CRUDO

EXPORTACIÓN DE CRUDO Y DERIVADOS

IMPORTACIÓN DE CRUDO Y DERIVADOS

CONSUMO INTERNO DE DERIVADOS

Fuente: EP Petroecuador y Banco Central del Ecuaudor

GRÁFICO 1: MOVIMIENTO

estadística de las diferentes fases de la cadena de valor. Si bien el incremento de la producción no es significativo, si lo es la participación pública, la cual corresponde al 71% del total. En la segunda sección se identifican los rubros que representan ingresos de la actividad petrolera. Se destaca la forma en que se registran las exportaciones petroleras, las cuales se realizan en un 100% por las empresas públicas. Finalmente, en la última parte se indaga sobre cómo los ingresos petroleros financian el Presupuesto General del Estado (PGE).

Sobresale la participación de los recursos destinados a cubrir el déficit de derivados de consumo interno, que representan un 10% del total del PGE.

FASE 6 FASE 5 FASE 4 FASE 3 FASE 2 FASE 1 TOTAL EMPRESA PÚBLICA EMPRESA PRIVADA

182,4 130,5 51,8

TOTAL SOTE OCP

174,1 126,0 48,1

TOTAL ESMERALDAS LA LIBERTAD AMAZONAS LAGO AGRIO

57,1 35,6 14,6 6,5 0,4

TOTAL

TOTAL

82,53

41,2

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

SECCIÓN 1: CADENA DE VALOR DEL PETRÓLEO PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO La producción nacional de crudo durante 2011 fue superior en seis millones de barriles a la registrada en el año 2010 (183 y 177 millones de barriles respectivamente). De esta cifra, el 40% corresponde a la producción de EP Petroecuador, que incluye el Bloque 1 y la producción de Río Napo (Campo Sacha). El 31% corresponde

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

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

parte de Petroecuador y Petroamazonas, además de la negociación para realizar alianzas estratégicas con compañías privadas que poseen la tecnología para optimizar la recuperación de cuatro campos maduros (Shushufindi, Auca, Cuyabeno y Libertador). En el Gráfico 2 se puede apreciar un importante incremento de la producción de Petroamazonas que sucedió en 2011 respecto a 2010 (se produjeron 15

3

Lupa Fiscal GRÁFICO 2:

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

MILLONES DE DÓLARES FOB

200

Empresas Privadas

185

177 3

62

64

180 160 140

EP Petroecuador

177

183

18

18

50

55

Río Napo

EP:97 EP:103

120 100

Petroamazonas EP

EP:110

EMPRESAS PÚBLICAS:130

35 35

42

74

67

57

87

40

52

20 0

2008

2009

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

Empresas Públicas Ecuador cuenta con dos empresas públicas en operación, EP Petroecuador y Petroamazonas EP. Adicionalmente, a partir de 2009, opera la empresa mixta Río Napo, conformada por capital venezolano (PDVSA - 30%) y ecuatoriano (Petroecuador - 70%)1. La distribución de los campos en los que operan estas empresas se puede observar en el Gráfico 3. El nivel GRÁFICO 3:

2010

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

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

2011

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

Petroamazonas EP Petroamazonas estimó que, en 2011, su producción ascendería a 159 694 barriles diarios en promedio, pero el objetivo no fue alcanzado. Diariamente, se reportó una producción promedio de 156 764. Esta reducción se debió al declive de la producción, el incremento de aguas de perforación y problemas operativos.

DISTRIBUCIÓN DE CAMPOS DE LAS EMPRESAS PÚBLICAS Y MIXTAS EMPRESAS PÚBLICAS

EMPRESA MIXTA

EP PETROECUADOR

PETROAMAZONAS EP

RÍO NAPO

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

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

Sacha

1 Informe de rendición de cuentas 2011 Río Napo.

4

Fuente: EP Petroecuador

60

Fuente: EP Petroecuador

80

Lupa Fiscal GRÁFICO 4:

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

MILLONES DE BARRILES

EP Petroecuador

Petroamazonas EP

Operadora Río Napo

12

10

8

6

Fuente: EP Petroecuador

4

2

0

ENERO

FEBRERO

MARZO

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

ABRIL

MAYO

JUNIO

JULIO

AGOSTO

ducción, como se observa en el Gráfico 5.

En este, se puede apreciar la disminución de la producción total del año, principalmente debido a la salida en 2010 de TLC y Perenco. En total, las empresas privadas produjeron 67 millones en 2010, cifra que se redujo a 52 millones en 2011 (lo cual representó aproximadamente 22% menos).

GRÁFICO 5:

SEPTIEMBRE

OCTUBRE

NOVIEMBRE

DICIEMBRE

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

DISTRIBUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN NACIONAL DE PETRÓLEO POR PARTE DE LAS EMPRESAS PRIVADAS (PORCENTAJE DE PARTICIPACIÓN) TOTAL 2010: 67 MILLONES DE DÓLARES

TOTAL 2011: 52 MILLONES DE DÓLARES

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

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

Andes Petroleum 21% Perenco 7% Petrooriente 8%

Campos marginales 13% Sipec 9%

Repsol YPF 25%

Agip Ecuador 10% TLC Campos marginales 10% 12%

Sipec 7%

Repsol YPF 31%

Petrooriente 9% Agip 12%

Andes Petroleum 26% Fuente: E

tro P Pe

or ad ec u

5

Lupa Fiscal En cuanto a la producción mensual durante 2011, el mayor promedio diario se dio en el mes de febrero, mientras que la menor se dio en el mes de julio (Gráfico 6).

TRANSPORTE DE CRUDO

PROMEDIO DE BARRILES POR DÍA

500 000

480 000

Fuente: Banco Central del Ecuador

DICIEMBRE

NOVIEMBRE

OCTUBRE

SEPTIEMBRE

AGOSTO

JULIO

MAYO

ABRIL

MARZO

400 000

JUNIO

420 000

RECUADRO 1 ASPECTOS RELEVANTES DEL SOTE Y OCP El SOTE entró en funcionamiento el 26 de junio de 1972 y actualmente es administrado por la Gerencia de Oleoducto de EP Petroecuador. Tiene una capacidad de transporte de 360 000 barriles por día, para un tipo de crudo desde 23° API. Contiene una longitud de 497,7 kilómetros.

Adicionalmente, cuenta con seis estaciones de bombeo (Lago Agrio, Lumbaqui, El Salado, Baeza, Papallacta y Quinindé), cuatro estaciones reductoras de presión (San Juan, Chiriboga, La Palma y Santo Domingo) y un terminal marítimo ubicado en Esmeraldas.

Por otro lado, el OCP entró en funcionamiento en noviembre de 2003 y actualmente, es administrado por OCP Ecuador S.A., empresa privada ecuatoriana que empezó a operar desde 2003. Fue construido con capital privado y será transferido al Estado en el año 2023 (20 años después del inicio de sus operaciones). La longitud del oleoducto es de 485 km, posee cuatro estaciones de bombeo (Amazonas, Cayagama, Sardinas y Páramo), dos estaciones de reducción de presión (Chiquilpe y Puerto Quito) y un terminal marítimo en Esmeraldas.

Fuente: EP Petroecuador y OCP Ecuador S.A

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

440 000

FEBRERO

Por otro lado, es importante mencionar que la capacidad de transporte, tanto del SOTE como del OCP, son superiores al nivel de crudo actual transportado (360 000 y 450 000 barriles diarios respectivamente).

Esto constituye una fortaleza frente a las estrategias de incremento de producción planteada por EP Petroecuador. En el Gráfico 7 se puede observar el transporte mensual de crudo en promedio diario, tanto por el SOTE como por el OCP durante el año 2011. A la vez, el Gráfico 7 contiene la gravedad API del crudo transportado por los oleoductos.

460 000

ENERO

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

GRÁFICO 7:

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

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

PROMEDIO DE BARRILES POR DÍA

SOTE

500 000

OCP

SOTE

GRAVEDAD API

OCP

30

450 000 25

400 000 350 000

20

300 000

200 000 10

150 000 100 000

5

50 000 0 ENERO

6

FEBRERO

MARZO

ABRIL

MAYO

JUNIO

JULIO

AGOSTO

SEPTIEMBRE

OCTUBRE

NOVIEMBRE

DICIEMBRE

0

Fuente: EP Petroecuador

15

250 000

Lupa Fiscal PRODUCCIÓN E IMPORTACIÓN DE DERIVADOS

TABLA 1: PRODUCCIÓN NACIONAL DE DERIVADOS E IMPORTACIÓN

COMERCIALIZACIÓN INTERNA DE DERIVADOS En el Ecuador, EP Petroecuador es la empresa encargada de la comercialización interna de derivados, la cual se realiza a través de las cadenas distribuidoras coloGRÁFICO 8:

DERIVADOS PRODUCIDOS DERIVADO Gasolina súper Gasolina extra Gasolina extra con etanol Diesel 1 Diesel 2 Diesel Premium Fuel Oil #4 Fuel Oil # 6 Termoesmeraldas REE Fuel Oil # 6 exportación Residuo (Crudo Reducido) Jet Fuel Gas licuado de petróleo Spray Oil Solventes Asfaltos Absorver Oil Nafta Excedente Nafta Pesca Artesanal TOTAL

BARRILES 4 606 827 14 792 616 900 205 224 062 11 102 712 1 605 709 9 850 185 2 977 655 10 571 062 3 414 225 2 760 345 2 530 380 241 898 127 106 2 248 761 1 205 1 315 256 767 897 70 015 088

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

Tanto la empresa estatal como las privadas comercializan productos similares en

DERIVADOS IMPORTADOS DERIVADO Nafta alto octanaje Gasolina extra AVGAS Cutter Stock Diesel 2 Diesel Premium

TOTAL

BARRILES 11 077 660 1 533 221 29 110 3 556 785 1 2548 574 2 540 692

Fuente: EP Petroecuador

Si bien el Ecuador es el sexto exportador de petróleo en América Latina (Arriagada, 2006), el país es importador parcial de derivados. Esto se debe a que sus refinerías no tienen la capacidad de procesar el total de crudo que se produce, por lo que es necesaria la importación de derivados.

Esto se evidenció en 2011 debido a que, del total de crudo producido (183 millones de barriles), según datos del Banco Central del Ecuador, se exportó el 67% y se entregó a las refinerías el 33% restante para su procesamiento. La estructura de refinación en el país está conformada por cuatro refinerías: Esmeraldas, Libertad, Amazonas y Lago Agrio, en donde se generan los derivados para el consumo interno y exportación. Durante el año 2011, en la Refinería de Esmeraldas se produjo el 60% de los derivados del país, seguido de las refinerías La Libertad (26%), Amazonas (10%) y finalmente Lago Ario, cuya producción es marginal (Gráfico 8). La Tabla 1 resume el total de derivados producidos en el país e importados por tipo.

31 286 042

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

PRODUCCIÓN MENSUAL DE DERIVADOS POR REFINERÍA (MILLONES DE BARRILES) Refinería de Esmeraldas

MILLONES DE BARRILES

Refinería Libertad

Refinería Amazonas

Refinería Lago Agrio

5

4

3

Fuente: EP Petroecuador

2

1

0 ENERO

FEBRERO

MARZO

ABRIL

MAYO

JUNIO

JULIO

AGOSTO

SEPTIEMBRE

OCTUBRE

NOVIEMBRE

DICIEMBRE

7

Lupa Fiscal

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

DE CRUDO SEGÚN FUENTE DURANTE EL PERÍODO 2009 - 2011 (MILLONES DE BARRILES) Directas Regalías Secretaría de Hidrocarburos (pago de tarifa) Compañías privadas

MILLONES DE BARRILES

0,4

120 100

15,7 36,1

31,2

28,7

43,3

54,7

49,9

89,8

2009

2010

2011

15,8

80

60

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

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

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

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

GRÁFICO 9:

GRÁFICO 10: EXPORTACIONES

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

40 20

0

Fuente: Banco Central del Ecuador

Exportación de crudo y derivados

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

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

EMPRESAS PRIVADAS

DIESEL 2

DIESEL 2

GASOLINA FUEL OIL #4

GASOLINA

AZUFRE RESIDUOS

GLP

JET FUEL FUEL OIL #4

GAS NATURAL

Fuente: EP Petroecuador

PESCA ARTESANAL ASFALTO

NAFTA BASE GLP

OTROS

OTROS 0

2

4

6

8

10

MILLONES DE BARRILES

8

0

5

10

15

MILLONES DE BARRILES

Lupa Fiscal

La Tabla 2 muestra una comparación entre el registro de exportaciones de los primeros semestres de los años 2010 y 2011 con la finalidad de reflejar de mejor manera los cambios que implicó la renegociación de contratos. Se observa que en el año 2010 existían las cuentas: • Petroecuador: Barriles exportados provenientes de campos operados por EP Petroecuador, alianzas operativas, servicios específicos, y regalías.

• Petroamazonas: Barriles exportados provenientes de campos operados por Petroamazonas EP. • Participación del Estado: Parte de la explotación de crudo de las empresas privadas que correspondía al Estado en cumplimiento con los contratos de participación.

• Campos Marginales (Estado): Parte de la explotación de crudo de las empresas a cargo de campos marginales que corresGRÁFICO 11:

12

TABLA 2: COMPARACIÓN ENTRE EL REGISTRO DE LAS EXPORTACIONES PETROLERAS DE LOS AÑOS 2010 Y 2011 REGISTRO DE EXPORTACIONES (MILLONES DE BARRILES) 2010 2011 Millones Concepto de barriles Concepto exportados EP Petroecuador* Petroamazonas EP Participación del Estado

54,37 18,32 15,13

Millones de barriles exportados

Campos marginales (Estado)

3,04

EP Petroecuador* Petroamazonas EP Estado Novena Ronda I Renegociación Pago tarifa compañías. Novena Ronda I renegociación

Prestación de servicios

3,69

Estado Novena Ronda II Renegociación

4,78

Participación compañías privadas Campos marginales (Compañías. privadas)

27,07

Pago tarifa compañías. Novena Ronda II renegociación Compañías. privadas - saldos contrato anterior Campos marginales - saldos contrato anterior TOTAL

1,67

2,94

TOTAL

124,54

49,65 23,43 27,74 14,05 Fuente: Secretaría de Hidrocarburos

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

0,12 0,29 121,73

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

pondía al Estado en cumplimiento con los contratos de participación.

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

• Participación empresas privadas: Parte

de la explotación de crudo de las empresas privadas que les correspondía en cumplimiento con los contratos de participación.

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

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

REGALÍAS

COMPAÑÍAS PRIVADAS

SECRETARÍA DE HIDROCARBUROS

PRECIO PROMEDIO

MILLONES DE BARRILES

DÓLARES POR BARRIL

100

10 80 8

Fuente: Banco Central del Ecuador

60 6 40 4 20

2

0 ENERO

FEBRERO

MARZO

ABRIL

MAYO

JUNIO

JULIO

AGOSTO

SEPTIEMBRE

OCTUBRE

NOVIEMBRE

DICIEMBRE

0

9

Lupa Fiscal Por otro lado, las cuentas para el 2011 cambiaron a: • Petroecuador: Barriles exportados provenientes de campos operados por EP Petroecuador, alianzas operativas, servicios específicos, regalías, prestación de servicios (empresa Agip del contrato anterior) y la participación del Estado en parte de la producción de varias empresas privadas y de campos marginales durante los tres primeros meses.

• Petroamazonas: Barriles exportados provenientes de campos operados por Petroamazonas EP. • Estado Novena Ronda I Renegociación: Crudo que le corresponde al Estado proveniente de la explotación de las empresas privadas que suscribieron sus contratos de prestación de servicios el 23 de noviembre de 2011.

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

GRÁFICO 12:

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

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

• Compañías privadas y campos marginales - saldos contrato anterior: Liquidación de saldos correspondientes a contratos de participación que mantenían las empresas privadas y a cargo de campos marginales.

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

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

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

EVOLUCIÓN MENSUAL DE BARRILES EXPORTADOS DE DERIVADOS Y PRECIO PROMEDIO DURANTE 2011

BARRILES

PRECIO POR BARRIL

1 400 000 100 1 200 000

80

DERIVADOS EXPORTADOS

1 000 000

VALOR UNITARIO POR BARRIL

60

800 000

600 000

400 000

20 20 000

0 ENERO

10

FEBRERO

MARZO

ABRIL

MAYO

JUNIO

JULIO

AGOSTO

SEPTIEMBRE

OCTUBRE

NOVIEMBRE

DICIEMBRE

0

Fuente: Banco Central del Ecuador

40

Lupa Fiscal SECCIÓN 2: CONFORMACIÓN DE LOS INGRESOS PETROLEROS Los ingresos de la actividad petrolera en el Ecuador provienen de distintas fuentes.

La industria mantiene estrecha relación con la economía nacional porque genera ingresos directos y además indirectos, principalmente por los encadenamientos que produce. Las entidades públicas que llevan las cuentas y estadísticas petroleras presentan información dispersa sobre ingresos petroleros. Incluso se pudiese pensar que estos están infravalorados.

La siguiente sección contiene una aproximación sobre los ingresos que generó la industria petrolera en el Ecuador en 2011.

Previo a presentar estas cifras, resulta necesario analizar la Ley Reformatoria a la Ley de Hidrocarburos en lo que refiere al nuevo esquema contractual del sector petrolero, dado que cambió la manera en que se generan y registran los ingresos petroleros. Asimismo, se presenta un análisis del registro de la información sobre los ingresos petroleros en el Presupuesto General del Estado (PGE). Finalmente, se analizará las implicaciones de dicha reforma hidrocarburífera en cuanto al registro y reporte de la información.

REFORMA A LA LEY DE HIDROCARBUROS El 24 de junio de 2010, el presidente de la República, Rafael Correa Delgado, envió a la Asamblea Nacional el proyecto de “Reformatoria a la Ley de Hidrocarburos y a la Ley de Régimen Tributario Interno” con calidad de urgente en materia económica2.

Un mes más tarde (27 de julio de 2010), este proyecto de ley entró en vigencia por ministerio de la ley. De esta forma, la Ley Reformatoria establece como primordial la necesidad de “introducir disposiciones que permitan impulsar la actividad hidrocarburífera, incrementando los niveles de producción de los campos petroleros, dentro de un esquema contractual de prestación de servicios, que devuelva la titularidad del total de la producción nacional a favor del Estado”. En este sentido, las principales reformas contenidas en la ley se presentan en la Tabla 3.

El 29 de noviembre de 2010 entró en vigencia el Reglamento de Aplicación de la Ley Reformatoria a la Ley de Hidrocarburos. Ambos cuerpos fueron la base para

la restructuración institucional del sector y además se produjeron cambios en la generación y distribución de ingresos petroleros, principalmente por el nuevo esquema contractual y de repartición de utilidades. Así, en octubre de 2012, el Ministerio de Recursos Naturales no Renovables entregó a las compañías la versión definitiva del modelo de contrato después de un año de negociaciones caracterizadas principalmente por discusiones en cuanto al su marco jurídico y la rigidez de la tarifa.

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

ASPECTO

DESCRIPCIÓN

REFERENCIA

Política de hidrocarburos

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

Artículo 6 de la Ley Reformatoria

Creación de la ARCH

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

Artículo 11

Creación de la Secretaría de Hidrocarburos

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

Artículo 6-A

Contratos de prestación de servicios

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

Artículo 16

Participación en utilidades laborales

Cambió la manera en que se reparten las utilidades de los trabajadores de las empresas privadas petroleras.

La ley estableció que los trabajadores vinculados a la actividad hidrocarburífera recibirán el 3% del porcentaje de utilidades y el 12% restante será pagado al Estado.

Artículo 94

Cambios de contrato de empresas privadas

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

Disposición transitoria primera

Fuente: Ley reformatoria a la Ley de Hidrocarburos y a la Ley de Régimen Tributario

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

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

11

Lupa Fiscal

CONTRATO DE PRESTACIÓN DE SERVICIOS: CINCO EMPRESAS

CONTRATO DE PRESTACIÓN DE SERVICIOS NO RENEGOCIARON SU CONTRATO: DE CAMPOS MARGINALES: CINCO EMPRESAS SIETE EMPRESAS

• AGIP OIL ECUADOR B.V. (Italia, Bloque 10).

• ENAP SIPETROL S.A. (Chile, bloques MDC y PBHI).

• ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD. (China, bloque Tarapoa).

• PETROORIENTAL (China, bloques 14 y 17).

• REPSOL YPF ECUADOR S.A. (España, bloques 16 y Bogi Capirón).

• PETROBELL (Ecuador- Brasil, campos Tigüino y Ancón).

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

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

• TECPECUADOR (Ecuador, campo Bermejo).

• REPSOL (España, campo Tivacuno).

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

• CANADÁ GRANDE (Corea del Sur, Bloque 1.

• EDC (Estados Unidos, Bloque 3) • CNPC AMAZON (China, Bloque 11).

• BELLWEATHER* (Estados Unidos, campo Charapa).

• CONSORCIO GRAN COLOMBIA* (Ecuador-Colombia, campo Armadillo).

• PETROLERO AMAZÓNICO* (Venezuela-Ecuador,campos Pucuna y Singue).

Fuente: MRNNR

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

*Empresas que explotaban campos marginales.

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

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

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

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

12

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

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

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

cubrir una tarifa determinada (por ejemplo, 41 dólares por barril) con la volatilidad del precio del petróleo. Es decir, si el precio del petróleo es de 30 dólares por barril, el Estado debe asumir la diferencia.

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

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

TABLA 5: TARIFA RESULTANTE DE LA RENEGOCIACIÓN DE LOS CONTRATOS PETROLEROS COMPAÑÍA, BLOQUE/CAMPO

ANDES PETROLEUM, Tarapoa PETROORIENTAL, Bloque 14 PETROORIENTAL, Bloque 17 AGIP, Bloque 10 REPSOL, Bloque 16 REPSOL, Tivacuno ENAP*, MDC ENAP*, PBH PETROBELL, Tiguino PETROBELL, Ancón CONSORCIO PEGASO, Puma PETROSUD, Palanda PETROSUD, Pindo TECPECUADOR, Bermejo TOTAL * Sociedad Internacional Petrolera S.A.

TARIFA (DÓLARES/ BARRIL) 35,00 41,00 41,00 35,00 35,95 27,25 16,72 20,77 29,60 58,00 21,10 31,90 28,50 24,00 32,12

INVERSIONES TOTALES (MILLONES DE DÓLARES) 425 187 112 119 291 23 59 12 15 14 21 45 46 16 1 385

PROMEDIO DIARIO DE PRODUCCIÓN PRIMER SEMESTRE 2011 (BARRILES) 35 945 12 763 16 548 47 663 12 710 4 081 1 192 7 356 4 077 -

Fuente: Ministerio de Recursos Naturales no Renovables y Secretaría de Hidrocarburos

NUEVO MODELO CONTRACTUAL DE PRESTACIÓN DE SERVICIOS

Lupa Fiscal GRÁFICO 13: MODALIDAD DE PAGO DE LA TARIFA INGRESO BRUTO DEL CONTRATO

25% MARGEN DE SOBERANÍA

COSTOS DE TRANSPORTE Y COMERCIALIZACIÓN

IMPUESTOS (de ser aplicables)

INGRESO DISPONIBLE

EMPRESAS

Fuente: Modelo contractual petrolero - Secretaría de Hidrocarburos

Modalidad de pago de la tarifa Según el modelo contractual de prestación de servicios, la tarifa se cancela a cada empresa toda vez que se hayan realizado una serie de descuentos y pagos al valor bruto que se recibe por cada barril vendido. En este sentido, antes de pagar la tarifa, se sigue el procedimiento observado en el Gráfico 13, cuyos componentes son: • Ingreso bruto del contrato: Este valor en dólares resulta luego de multiplicar la producción fiscalizada y entregada por la contratista, por el precio promedio mensual. En caso en que el petróleo crudo se destine para consumo interno, será valorado de igual manera mediante el precio promedio mensual.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Empresas privadas

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

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

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

• Pago por transporte: La empresa ya no realiza el pago por la utilización del OCP. • Pago de participación laboral de las utilidades: Pese a que el porcentaje se mantiene (15%), la empresa ahora paga el 3% a los trabajadores y el 12% al Estado.

13

Lupa Fiscal RECUADRO 2 EJEMPLO DEL PROCESO DE PAGO DE LA TARIFA lan 41 dólares a la empresa Petrooriental por concepto de tarifa por barril extraído siendo el saldo del ingreso disponible 6,5 dólares. Los ingresos por este barril de petróleo para el Estado en este caso fueron de 24 dólares (17,5 dólares de margen de soberanía + 6,5 dólares de saldo del ingreso disponible).

ESCENARIO 1

De persistir precios bajos del petróleo hasta el fin del contrato, el Estado queda libre de cualquier deuda que haya acumulado hasta entonces por falta de ingreso disponible para cubrir la tarifa.

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

ESCENARIO 2 Se refiere a un precio de 70 dólares por barril. Como se observa en la Tabla 6, el ingreso bruto del contrato por un barril extraído en, este caso es, de 70 dólares.

De este valor, el Estado se reserva 17,5 dólares como margen de soberanía. Al igual que el Escenario 1, se supone que el Estado paga 5 dólares por concepto de costos de transporte y comercialización e impuestos, siendo el ingreso disponible de este escenario de 47,5 dólares (70 17,5 - 2,5 - 2,5). De este valor se cance-

ESCENARIO 3 Se refiere a un precio del petróleo de 50 dólares por barril, siendo 100 dólares el ingreso bruto del contrato por un barril extraído (Tabla 6). Al igual que los escenarios previos se supone que el Estado paga 5 dólares por concepto de costos de transporte y comercialización e impuestos. El ingreso disponible de este escenario es de 32,5 dólares (50 - 12,5 - 2,5 - 2,5). En este escenario, al ser 41 dólares, la tarifa de la empresa Petrooriental, el ingreso disponible no es suficiente para cancelar la totalidad de la tarifa. Los ingresos por este barril de petróleo para el Estado en este caso fueron tan solo los 12,5$ del margen de soberanía.

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

tiene niveles bajos, el Estado se asegura un valor por barril extraído por concepto de margen de soberanía (además de pagar primero los costos de transporte, comercialización e impuestos), pero no está en la capacidad de cubrir con la totalidad de la tarifa de la empresa. Respecto a este posible escenario, el Estado incorporó en el modelo contractual una “cláusula de acumulación”, que lo protege ante un escenario de precios bajos del petróleo sostenidos. La cláusula establece: “En caso que el ingreso disponible no sea suficiente para cubrir el pago de la tarifa, el saldo faltante mensual se acumulará durante el mes o año fiscal pertinente. La diferencia entre los montos pagados por concepto de las tarifas y el ingreso disponible del mismo mes o año fiscal se trasladará al siguiente mes o año fiscal, sin intereses, y en caso de que no hubiese podido ser cubierto durante el respectivo o subsiguientes mes o año fiscal, se acumulará sucesivamente durante el plazo del contrato. Cualquier diferencia trasladada originada por insuficiencia del ingreso disponible que no haya sido pagada por la Secretaría a la terminación del contrato, se extinguirá y no será pagada a la contratista, quedando la Secretaría liberada de esta obligación” (Contrato suscrito entre Repsol YPF y el Estado ecuatoriano).

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

TABLA 6: ESCENARIOS PARA EL PAGO DE LA TARIFA POR UN BARRIL DE PETRÓLEO EXTRAÍDO (CIFRAS HIPOTÉTICAS EN DÓLARES) Escenario 1 2 3

Ingreso bruto del contrato 100 70 50

25% de margen de soberanía 25 17,5 12,5

Costos de transporte y comercialización* 2,5 2,5 2,5

Impuestos aplicables* 2,5 2,5 2,5

Ingreso disponible 70 47,5 32,5

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

14

Tarifa 41 41 41

Saldo ingreso disponible 29 6,5 -8,5

Total ingresos Estado 54 24 12,5

Fuente: Modelo contractual petrolero – Secretaría de Hidrocarburos

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

Lupa Fiscal INGRESOS PETROLEROS DURANTE EL AÑO 2011 Una vez analizada la reforma a la Ley de Hidrocarburos y la nueva modalidad contractual sobre la que se rigen las empresas privadas, a continuación se repasa la generación de ingresos por parte de la industria petrolera nacional durante el año 2011, con la finalidad de analizar las implicaciones que tuvieron ambos instrumentos en la generación y registro de ingresos petroleros.

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

GRÁFICO 14:

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

proveniente de campos operados por Petroecuador y Petroamazonas, y además, por las exportaciones que realiza la Secretaría de Hidrocarburos del crudo proveniente de los campos operados por empresas privadas.

Exportación de crudo y derivados

Por otro lado, las exportaciones de derivados (a cargo de Petroecuador) se incrementaron en un 55% respecto al año 2010, principalmente debido a una cantidad menor de paros operativos de la Refinería de Esmeraldas durante el año 2011. En el Gráfico 14, se observa que los ingresos generados por exportaciones de crudo y derivados mantienen una participación similar durante los últimos años respecto al total de ingresos por exportaciones petroleras.

En 2011, la participación de las exportaciones de crudo respecto al total fue del 90,3% y de las exportaciones de derivados del 9,7%. Es decir, de 100 dólares que se generaron por concepto de exportaciones petroleras, 90 dólares correspondieron a exportaciones de crudo y 10 a exportaciones de derivados.

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

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

MILLONES DE DÓLARES FOB

CRUDO

DERIVADOS

9,7%

10 000

8 000

6 000

13,1% 4 000

84,9%

86,9%

90,4%

90,3%

2008

2009

2010

2011

2 000

0

Fuente: Banco Central del Ecuador y EP Petroecuador

9,6%

15,1%

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

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

15

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

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

Del total de impuestos recaudados provenientes de la industria petrolera durante el año 2011, según datos del Servicio de Rentas Internas, la mayor parte provino GRÁFICO 15:

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

que en el año 2011, por este impuesto se recaudó únicamente lo correspondiente a los contratos petroleros de participación, marginales y de servicios específicos hasta cuando estuvieron vigentes. Debido a esto, la recaudación de este tributo es menor a la del año 2010.

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

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

Por otra parte, el 3% (28,46 millones) del total recaudado en 2011 provino del impuesto a los ingresos extraordinarios, tributo que fue creado con la Ley de Equidad Tributaria y que grava a los ingresos obtenidos por las empresas que han suscrito contratos con el Estado para la explotación y exploración de recursos no renovables, generados por ventas a precios superiores en comparación a los pactados o previstos en los respectivos contratos.

Como se analizó previamente, a raíz de la Ley Reformatoria de la Ley Hidrocarburos, se aplicó una nueva modalidad contractual de prestación de servicios, por lo

RECAUDACIÓN TRIBUTARIA PETROLERA TOTAL SEGÚN ACTIVIDAD DURANTE EL PERÍODO 2008 - 2011 (PORCENTAJE DE PARTICIPACIÓN) 3%

EXTRACCIÓN DE PETRÓLEO CRUDO Y GAS NATURAL ACTIVIDADES DE TIPO SERVICIO RELACIONADAS CON LA EXTRACCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS FABRICACIÓN DE PRODUCTOS DE LA REFINACIÓN DEL PETRÓLEO

2%

23%

TOTAL 2008: 486,66 MILLONES DE DÓLARES

74%

TOTAL 2009: 550,52 MILLONES DE DÓLARES

25%

2%

73% 2%

22%

22% TOTAL 2010: 806,12 MILLONES DE DÓLARES

TOTAL 2011: 837,24 MILLONES DE DÓLARES rv Se te: Fuen

76%

76%

o ici de

Re nt as

16

Int e

r na s

Lupa Fiscal GRÁFICO 16: RECAUDACIÓN TRIBUTARIA

PETROLERA TOTAL SEGÚN TIPO DE IMPUESTO DURANTE EL PERÍODO 2008 - 2011 (MILLONES DE DÓLARES Y PORCENTAJE DE PARTICIPACIÓN)

MILLONES DE DÓLARES

900

1,7%

0,7%

IMPUESTO AL VALOR AGREGADO 800

3,4%

IMPUESTO A LA RENTA IMPUESTO INGRESOS EXTRAORDINARIOS

700

OTROS

35,8%

600

38,1%

0,8%

400

28,8%

13,1%

300

Fuente: Servicio de Rentas Internas

0,3%

500

73,4%

56,8%

200

34,7

100

26,3%

24,6%

2008

2009

0

Otras imposiciones En este grupo se encuentran incluidos los ingresos que se generan del Fondo de Ecodesarrollo de la Región Amazónica, los ingresos por concepto del 12% de participación laboral en las utilidades de las empresas privadas que se revierten al Estado, la recaudación del Fondo de Desarrollo de las provincias de la región Amazónica, y los ingresos por concepto de rentas sustitutivas. Los valores de estos rubros se observan en el Gráfico 17.

2011

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

• Fondo para el Ecodesarrollo Regional Amazónico (Ley 10 y ley 205): Desde su creación en 1992, han existido varias reformas sobre la normativa que regula este fondo, siendo la última la Codificación de la Ley del Fondo para el Ecodesarrollo Amazónico y de Fortalecimiento de sus Organismos Seccionales, reformada en 2008. Los recursos de este fondo provienen de un impuesto equivalente a un dólar por cada barril de petróleo que se extraiga en la región amazónica y que se comercialice en los mercados internos y externos. Durante el año 2011,

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

INGRESOS GENERADOS POR OTRAS IMPOSICIONES (MILLONES DE DÓLARES) 3,32

RENTAS SUSTITUTIVAS

FONDO DE DESARROLLO DE LAS PROVINCIAS AMAZÓNICAS

13,2

UTILIDADES DE LAS EMPRESAS PETROLERAS PRIVADAS

Fuente: Ministerio de Finanzas

GRÁFICO 17:

2010

102,11

FONDO PARA EL ECODESARROLLO REGIONAL AMAZÓNICO

175,23 0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

MILLONES DE DÓLARES 5 Ley del Fondo para el Ecodesarrollo Regional Amazónico, Codificación publicado en el Registro Oficial 222 del 1 de diciembre de 2003.

17

Lupa Fiscal La distribución de estos fondos se encuentra normada en la actualidad por 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”. Este reglamento regula la repartición del 12% de utilidades de empresas privadas petroleras y mineras, las regalías mineras, los contratos de prestación de servicios mineros y los excedentes de empresas públicas mineras y petroleras. Por concepto de este rubro, durante el año 2011 se recaudaron 102,11 millones de dólares según el Ministerio de Finanzas (Gráfico 17).

• Fondo de Desarrollo de las provincias amazónicas (Ley 1226): Estos ingresos provienen del gravamen por cada servicio facturado de empresas a Petroecuador o sus filiales en las provincias de la región amazónica. Las empresas extranjeras pagan 4,5% del total facturado y

14 000

• Rentas sustitutivas (Ley 407): Estos recursos corresponden al monto por cada barril de crudo que es transportado por el SOTE. La Ley establece un pago de cinco centavos de dólar por cada barril transportado, adicionales a la tarifa del transporte. Según lo establecía la normativa, estos valores se habrían distribuido entre los gobiernos seccionales de Napo, Esmeraldas, Sucumbíos, Orellana y Pastaza hasta octubre de 2010.

No obstante, cuando se reformó esta ley en el Código de Ordenamiento Territorial, Autonomías y Descentralización (COOTAD) se estableció que sean depositados en la Cuenta Única del Tesoro Nacional. En el año 2011, se recaudaron 3,32 millones de dólares por concepto de este rubro (Gráfico 17) En resumen, en el Gráfico 18 se observa que los ingresos petroleros ascenderían a 12 545 millones de dólares tomando en cuenta los ingresos previamente descritos.

En este sentido, del total de los ingresos petroleros analizados, las exportaciones directas representan el 70,4%, las regalías el 11,8% y las exportaciones de derivados el 8,8%, siendo el total de exportaciones (directas, regalías y derivados) el 91% de los ingresos petroleros. Finalmente, los impuestos recaudados y el resto de imposiciones analizadas corresponden al 6,7 y 2,3% respectivamente del total de ingresos petroleros.

PETROLEROS SEGÚN FUENTE DURANTE EL AÑO 2011 (MILLONES DE DÓLARES)

MILLONES DE DÓLARES

12 545 12 000

10 000

8 828 8 000

6 000

4 000

1 483

2 000

1 102

837 294

0

EXPORTACIONES DIRECTAS

REGALÍAS

DERIVADOS

IMPUESTOS RECAUDADOS

OTRAS IMPOSICIONES

TOTAL

6 Ley del Fondo de Desarrollo de las Provincias de la región amazónica publicada en el Registro Oficial 676 del 3 de mayo de 1991. Fue reformada en el COOTAD, que se publicó en el Registro Oficial suplemento 303 del 19 de octubre de 2010.Registro Oficial 222 del 1 de diciembre de 2003.

7 Ley de creación de rentas sustitutivas para provincias de Napo, Esmeraldas y Sucumbíos publicada en el Registro Oficial Suplemento 248 del 7 de agosto de 1989. Fue reformada en el COOTAD, que se publicó en el Registro Oficial suplemento 303 del 19 de octubre de 2010.

18

Fuente: Banco Central del Ecuador, EP Petroecuador, Servicio de Rentas Internas, Ministerio de Finanzas

GRÁFICO 18: INGRESOS

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

Lupa Fiscal INGRESOS PETROLEROS DEL PRESUPUESTO GENERAL DEL ESTADO (PGE)

empresas públicas dentro de los ingresos petroleros del PGE.

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

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

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

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

EFECTIVO (MILLONES DE DÓLARES) 2 628,2

PARTICIPACIÓN (%)

Exportaciones directas empresas públicas

• De crudo de EP Petroecuador.

• De crudo proveniente de saldos de contratos de participación con empresas privada.

• De campos marginales.

• Compañías de servicios específicos.

• Directas alianzas operativas.

Margen de soberanía

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

1 081,5

17,6%

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

806,8

13,1%

Venta de bienes y servicios

• Exportaciones de derivados de petróleo.

• Tarifa del oleoducto de empresas privadas.

535,4

8,7%

De la venta anticipada de petróleo

• Ingresos por concepto de venta anticipada de petróleo

528,9

3,2%

Regalías empresas públicas

• Regalías generadas por EP Petroecuador y Petroamazonas EP.

226,4

3,7%

Cuentas por cobrar Ley 2006-42

• Participación de excedentes de precios con Andes Petroleum, Perenco y Repsol.

196,8

3,2%

Impuesto a la renta

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

• Impuesto adicional al SOTE (ley 40).

• Impuesto adicional a la exportación empresas privadas.

• A la facturación de las empresas nacionales y extrajeras (ley 122).

140,8

2,3%

Otros

• Participaciones de capital de los ingresos petroleros.

• Participación del Estado en explotación de gas natural.

7,8

0,1%

TOTAL

6 152,6

42,7%

Fuente: Ministerio de Finanzas

CONCEPTOS

100%

19

Lupa Fiscal SECCIÓN 3: DISTRIBUCIÓN DE LOS INGRESOS PETROLEROS FONDO DE ECODESARROLLO DE LA REGIÓN AMAZÓNICA Como se mencionó, el fondo percibió 175,2 millones de dólares en 2011, lo cual representa una recaudación mensual promedio de 15 millones. De acuerdo a las leyes 10 y 20 del fondo, la repartición de estos recursos se realiza a los municipios, consejos provinciales, juntas parroquiales y al ECORAE, en los porcentajes que se observan en el Gráfico 19. Asimismo, dichas leyes establecen destinos de uso específicos en proyectos y programas en distintas áreas sobre tres de los beneficiarios, exceptuándose las Juntas Parroquiales8.

GRÁFICO 19:

PRESUPUESTO GENERAL DEL ESTADO En 2011, el PGE9 aprobado por la Asamblea nacional fue de USD 23 950,25 millones.

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

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

ESQUEMA DISTRIBUTIVO DEL FONDO DE ECODESARROLLO Y PROYECTOS QUE FINANCIA

Municipios

58%

Concejos Provinciales

28%

Ecorae

9%

Parroquias

5%

FONDO DE ECODESARROLLO

2011 USD 175 millones

Ambulancias aéreas

Desarrollo productivo

Salud

Agua potable

Desarrollo ambiental

Transporte aéreo

Alcantarillado sanitario

Educación

Transporte fluvial

Caminos vecinales

Programas agro productos

Tratamiento desechos y aguas

CTIA (circunscripciones territoriales indígenas y afroecuatorianas

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

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

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

20

Lupa Fiscal Cuenta de Financiamiento de Derivados Deficitarios – CFDD

GRÁFICO 20: INGRESOS

DEL PGE 2011 (CIFRAS EN MILLONES DE DÓLARES Y PORCENTAJES)

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

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

• En marzo se produjo una reducción presupuestaria debido a la disminución de derivados por la reprogramación del mantenimiento de la Refinería de Esmeraldas para 2012 y la reducción del volumen importado de diesel para el sector eléctrico.

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

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

Financiamiento (deuda) 15% Tradicionales 40%

CFDD 10%

Transferencias corrientes 10%

Del Petróleo y derivados (sin impuestos) 25%

te en Fu

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

La última fuente tiene que ver con las transferencias que se realizan de la liquidación de los ingresos por crudo y derivados10.

Venta anticipada de petróleo 4%

:I nf or me

de

eje

cuc ión

zas pres inan upue staria 2011, Ministerio de F

Ingresos de capital y no petroleros 0%

Tradicionales: mayormente ingresos por impuestos y otros no tributarios, incluye impuestos del sector petrolero.

De entidades: Se refiere a los ingresos por autogestión, asistencia técnica y pre-asignaciones de entidades públicas.

CFDD: Cuenta de Financiamiento de Derivados Deficitarios, ingresos de la comercialización de crudo.

GRÁFICO 21: FUENTES Y

REGISTRO DE INGRESOS DE LA CFDD 2011

Transferencias de EP Petroecuador Transferencias de la CUTN Transferencias por exportaciones

CFDD

INGRESOS CFDD 2011

MONTO (USD MILLONES)

Iniciales Reducción (marzo) Incremento (octubre) Reducción (diciembre) Codificados Efectivos Pagado Comprometido

4 100 -545 + 660 - 75 4 140 4 005 2 374 1 631

Fuente: Informe Ejecución Presupuestaria 2011, Ministerio de Finanzas.

10 Informe de Ejecución presupuestaria 2011, Ministerio de Finanzas.

21

Lupa Fiscal RECUADRO 3 DIFERENCIAL ENTRE LOS COSTOS DE IMPORTACIÓN Y LOS INGRESOS POR VENTA INTERNA DE DERIVADOS A propósito de los recursos que se destinan para cubrir el déficit de la demanda interna de derivados en la CFDD, la diferencia entre el costo de la importación de los mismos y los ingresos por venta interna son registrados por EP Petroecuador. Este diferencial puede aproximarse como el subsidio que cubre el Estado sobre el precio final de los combustibles o derivados.

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

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

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

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

MILLONES DE DÓLARES

COSTOS DE IMPORTACIÓN

INGRESOS POR VENTA INTERNA

DIFERENCIA ENTRE INGRESOS Y GASTOS

VOLUMEN IMPORTACIÓN DE DERIVADOS

MILES DE BARRILES

10 000

45 000

4 408

41 004 8 000

6 000

40 000

2 239 4 000

37 435

3 586

2 878

35 000

32 179

27 859

1 569

30 000

1 458

1 154

987 2 000

0

25 000

2008

2009

2010

20 000

2011

-1 000

15 000

-1 085 -2 000

10 000

-1 891

-2 017

-3 000

5 000

-2 950

Egresos del PGE Para 2011 los gastos presupuestados fueron de 23 950 millones de dólares (que incluyen la CFDD), finalmente se devengaron 24 749 millones, de los cuales se pagaron 22 926 millones. De acuerdo a la naturaleza del gasto, del presupuesto pagado, se

22

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

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

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

Fuente: Banco Central del Ecuador

GRÁFICO 22:

para cubrir la importación de derivados.

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

Lupa Fiscal GRÁFICO 23: GASTO

DEL PGE POR NATURALEZA DE GASTO, 2010 Y 2011 (PORCENTAJES) TOTAL 2010: 19 126 MILLONES DE DÓLARES

TOTAL 2011: 22 926 MILLONES DE DÓLARES

Aplicación financiamiento 9%

Aplicación financiamiento 10%

Capital 15%

Capital 16% Corriente 59%

Inversión 17%

Inversión 18% m or nf :I nte Fue

e

GRÁFICO 24:

Corriente 56%

de

eje

cu

ció

np

resu pu e

zas inan de F staria 20 o i r e t s i 11, Min

EGRESOS DEL PGE POR SECTORIAL EN 2011 (MILLONES DE DÓLARES) TESORO NACIONAL

10369

EDUCACIÓN

3568

DEFENSA NACIONAL

1850

ASUNTOS INTERNOS

1499

RECURSOS NATURALES

1327

SALUD

1308

BIENESTAR SOCIAL

1163

COMUNICACIONES ADMINISTRATIVO

Fuente: Informe de ejecución presupuestaria 2011, Ministerio de Finanzas.

1112 742

JURIDICCIONAL

358

AGROPECUARIO

294

DESARROLLO URBANO Y VIVIENDA

217

TRANSPARENCIA Y CONTROL SOCIAL

208

FINANZAS

173

AMBIENTE

150

ASUNTOS DEL EXTERIOR

108

TRABAJO

85

2010

ELECTORAL

62

2011

COMERCIO EXTERIOR, INDUSTRIALIZACIÓN

59

LEGISLATIVO

61

TURISMO

37 0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000 MILLONES DE DÓLARES

23

Lupa Fiscal Plan Anual de Inversiones (PAI)

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

De acuerdo al Código Orgánico de Planificación y Finanzas Públicas, el PAI se refiere a la información técnica y financiera de los programas y proyectos de inversión que son priorizados por la SENPLADES. Las inversiones contempladas en este plan al año 2011 inicialmente se presupuestaron en 4 691 millones, de los cuales finalmente se devengaron 4 365 millones y se pagaron 4 295 millones.

PRESUPUESTOS EP PETROECUADOR Y PETROAMAZONAS EP

Respecto a la ejecución en los 21 sectoriales, aquellos que tienen mayor inversión son el de Comunicaciones (21%), el cual es la ejecución de obras de construcción GRÁFICO 25: EJECUCIÓN

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

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

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

DEL PLAN ANUAL DE INVERSIONES (PAI) POR SECTORIAL EN 2011 (MILLONES DE DÓLARES) 686

COMUNICACIONES

906

616

RECURSOS NATURALES

819

245

EDUCACIÓN

657 265

ADMINISTRATIVO

288

SALUD

308 260

BIENESTAR SOCIAL

398

287

203

DEFENSA NACIONAL

192 180

DESARROLLO URBANO Y VIVIENDA

90

AGROPECUARIO

242

133

82

ASUNTOS INTERNOS

124

AMBIENTE

Fuente: Informe de ejecución presupuestaria 2011, Ministerio de Finanzas.

79 92 35 48

TRABAJO

9

JURIDICCIONAL

37 13 28 8 11

TURISMO ASUNTOS DEL EXTERIOR COMERCIO EXTERIOR, INDUSTRIALIZACIÓN

8 4 8

FINANZAS

2010 2011

52

4 6

TRANSPARENCIA Y CONTROL SOCIAL

2 3 0 0

LEGISLATIVO ELECTORAL 0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

MILLONES DE DÓLARES

24

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

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

EMPRESA

PRESUPUESTO Inversión EP Petroecuador Costos y Gastos Total Inversión Petroamazonas EP Costos y Gastos Total TOTAL EMPRESAS PÚBLICAS

Por su parte, Petroamazonas EP solo se dedica a actividades de exploración y explotación, por lo que casi la mitad de los recursos de inversión se destinaron a perforación (49%) y otra buena parte a facilidades para el desarrollo de actividades en pozos (30%).

GRÁFICO 26: INVERSIONES

PROGRAMADO EJECUTADO 1 618,9 1 122,2 1 702,7 1 370,1 3 321,7 2 492,3 828,0 825,0 376,9 374,6 1 204,9 1 199,6 4 526,6 3 691,9

EJECUCIÓN PORCENTUAL 69,3% 80,5% 75,0% 99,6% 99,4% 99,6% 81,6%

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

REALIZADAS POR EP PETROECUADOR EN 2011 (PORCENTAJES)

TOTAL 2010: 517 MILLONES DE DÓLARES Gerencia gas natural 0% Gerencia General 0%

TOTAL 2011: 1 122 MILLONES DE DÓLARES

Comercialización 0%

Comercialización 1%

Seguridad, salud y ambiente 1%

Exploración y producción 37%

Desarrollo organizacional 2%

Exploración y producción 27%

Otros 31%

Transporte y almacenamiento 8%

Refinería del Pacífico 7%

e Fu

Refinación 9%

nt

e:

EP

Pe tro ecu ad

Gas natural 4%

Refinería del Pacífico 21%

Refinación 20% Río Napo 7%

Seguridad, salud y ambiente 2%

Operaciones Río Napo 11% Transporte y almacenamiento 12%

or

25

Fuente: EP Petroecuador y Petroamazonas EP

Lupa Fiscal

Lupa Fiscal CONCLUSIONES • En 2011, la producción petrolera nacional alcanzó 183 millones de barriles, es decir fue 4% superior respecto al año anterior. De esta forma se mantiene la tendencia de crecimiento de la producción pública, la cual concentró el 70% de la producción total. Esto se explica sobre todo por el inicio de operaciones en nuevos campos y por la salida de empresas privadas a raíz de la renegociación de contratos y cuyos bloques pasaron a ser explotados por EP Petroecuador y Petroamazonas EP. • En julio de 2010 entró en vigencia la Ley Reformatoria de la Ley de Hidrocarburos la cual establece el cambio de modalidad contractual de las empresas privadas hacia un modelo de prestación de servicios. En este sentido, se firmaron ocho contratos con cinco empresas privadas y siete contratos con cinco empresas a cargo de campos marginales.

Las empresas que decidieron no renovar su contrato abandonaron el país.

Una de las implicaciones de este proceso ha sido el incremento en 2011 de los ingresos públicos por exportaciones que antes correspondían a las empresas privadas, el cual incrementó en un 53% con respecto a 2010.

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

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

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

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

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

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

• Petroamazonas EP (2012), Informe de rendición de cuentas: periodo (enerodiciembre 2011)

REFERENCIAS • Arriagada, Genaro (2006). “Petróleo y Gas en América Latina. Un análisis político y de relaciones internacionales a partir de la política Venezolana • Banco Central de Ecuador. Boletines estadísticos mensuales año 2011. Recuperado de www.bce.gob.ec • El Ciudadano (3 de enero 2012). En 2011, empresas públicas aumentaron la producción de petróleo. www.elciudadano.gob.ec • Empresa Mixta Río Napo. Informe de labores 2011. Recuperado de http://rionapocem.com.ec • EP Petroecuador (2006), Transporte de crudo a través del SOTE-OTA Y OCP

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• Grupo FARO (2011). El repunte de la minería y los avances de la reforma petrolera en el Ecuador. Ciudadanía Analiza No. 2. Quito, Ecuador • La Hora (4 enero de 2012). Empresas públicas aumentaron producción de petróleo en 2011. www.lahora.com.ec • Ministerio de Finanzas (2011), Informe de Ejecución Presupuestaria 2010 • Ministerio de Finanzas (2012), Informe de Ejecución Presupuestaria 2011

• Reformatoria a la Ley de Hidrocarburos y a la Ley de Régimen Tributario Interno.

Registro Oficial 244 del 27 de julio de 2010 • Secretaría de Hidrocarburos (2011). Modelo Contractual de Prestación de Servicios • Servicio de Rentas Internas, Estadísticas Multidimensionales

Lupa Fiscal

Los lectores pueden reproducir este documento siempre que se cite la fuente de la siguiente manera: Herrera, J., López, J., & Arias, K. 2012).

“El liderazgo de la gestión petrolera regresa al Estado, monitoreo 2011”. Lupa Fiscal No. 4. Quito: Grupo FARO. Ningún recurso de Grupo FARO puede ser utilizado con fines comerciales.

Las ideas expuestas en este documento, son el punto de vista del autor/es y no representa, necesariamente, la posición institucional de Grupo FARO en el tema analizado.

Agradecimientos: Grupo FARO agradece los comentarios y aportes de José Luis Fuentes y Rodrigo Aguayo que fortalecieron el análisis presentado.

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Lupa Fiscal

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