un giro en la gestión petrolera, monitoreo 2009 - 2010

Introducción

1. Producción de petróleo

2. Transporte de crudo

3. Producción de derivados

4. Comercialización interna de derivados

5. Exportación de crudo y derivados

6. Conformación de los ingresos petroleros

7. Distribución de los ingresos petroleros

Conclusiones

Referencias

3

3

10

11

12

13

14

18

26

26

Un giro en lagestión petrolera,monitoreo2009-2010

CONTENIDO

Lupa Fiscal

3

1 Los hidrocarburos no solo se extraen de la Amazonía, sino también de la Costa ecuatoriana, aunque en cantidades marginales.2 Cabe recalcar que una parte de los derivados producidos en las refinerías se destinan a exportaciones debido a que estos no son requeridos internamente.

Introducción

Los años 2009 y 2010 representaron períodos de reestructuración, tanto para la gestión estatal en la industria petrolera, como para la administración de las finanzas públicas. Durante este lapso se estableció un nuevo modelo de gestión para las empresas públicas, se reformó la ley que norma el sector, se estableció un modelo contractual único de prestación de servicios para empresas privadas y se expidió una normativa para las finanzas públicas. Todos estos cambios, evidencian la importancia de la industria extractiva para la economía del país y las finanzas públicas.

Desde esta perspectiva, y con el objetivo de entender la situación del sector petrolero, se vuelve imprescindible contar con información clara y sintetizada que involucre un análisis desde la extracción del recurso hasta la gestión de la industria. En este sentido, Grupo FARO con el apoyo del Revenue Watch Institute, presenta un nuevo número de la serie Lupa Fiscal, que con la finalidad de continuar con lo presentado en ediciones anteriores, desarrolla un análisis del sector en lo que respecta a la generación y distribución de la renta durante los años 2009 y 2010, lo cual puede convertirse en un insumo para entender los cambios experimentados en este período y que sirva de introducción a ediciones posteriores en las que se podrán conocer las implicaciones y resultados de estos cambios.

El presente documento se divide en tres secciones. La primera se enfoca en la producción y comercialización del petróleo, lo que incluye un análisis de los cambios en la participación de la extracción de crudo de empresas públicas o privadas y un estudio sobre cómo ha evolucionado la producción

de derivados. En la segunda sección, se desarrolla un análisis del registro de los ingresos que resultan de las actividades petroleras, tanto los que provienen de las exportaciones, como los que percibe el Estado por impuestos y otras imposiciones específicas del sector. Finalmente, la tercera parte del documento abarca el análisis de la administración y destino de los ingresos petroleros, incluyendo la gestión de las empresas públicas y el registro financiero en el Presupuesto General del Estado.

La ruta del petróleoEn el período 2009 - 2010

Desde el inicio de la explotación petrolera en la Amazonía del país por la ubicación de los campos y los puertos de embarque, además de la demanda interna de ciertos derivados, el movimiento petrolero se ha caracterizado por mantener un comportamiento similar a lo largo de los últimos años. Este proceso inicia con la explotación petrolera realizada por Petroecuador, Petroamazonas y las compañías privadas (fase 1), sobre todo en la región Amazónica1. Una vez extraído el crudo, se lo transporta desde su lugar de explotación hacia el centro de fiscalización a través de un sistema de poliductos, donde se cuantifica el crudo producido por cada empresa. Posteriormente, se lo transporta mediante el Oleoducto de Crudos Pesados (OCP, que opera desde el año 2003) y el Sistema de Oleoducto Transecuatoriano (SOTE) (fase 2). El crudo transportado tiene dos destinos: una parte se entrega en las refinerías para su industrialización (fase 3) y otra se entrega en los diferentes puertos para proceder a su exportación (fase 4)2.

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 país (fase 6).

Esta dinámica petrolera se puede observar en el Gráfico 1, el cual contiene la información general de cada fase para los años 2009 y 2010. Asimismo, este proceso será desarrollado a lo largo del presente documento con el objetivo de analizar las cifras de cada etapa, la generación y la distribución de la renta durante el período 2009 - 2010.

1.- PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO La producción nacional de crudo fue similar durante los años 2009 y 2010, pero menor respecto a 2008. Como se aprecia en el Gráfico 2, durante el año 2008 se produjeron aproximadamente 185 millones de barriles de crudo a nivel nacional, cifra que disminuyó para el año 2009 y 2010 en aproximadamente 7 millones de barriles (177 millones de barriles en 2009 y 2010). Esta reducción se debió, principalmente, a la disminución de las inversiones de las compañías privadas, lo que redujo también su producción.

Empresas públicas

Desde el inicio de la explotación petrolera en el país, la mayor parte (y en algunos casos el total) de la producción de empresas públicas ha estado a cargo de Petroproducción, situación que ha cambiado durante

Lupa Fiscal

4

los últimos años por la creación de nuevas empresas estatales, como respuesta al inicio de nuevas operaciones y a la salida de ciertas empresas privadas (Ver Recuadro 1).

Durante 2009 y 2010, la producción petrolera de las empresas públicas a nivel nacional estuvo a cargo de Petroproducción, Petroamazonas y Operaciones Río Napo (desde noviembre de 2009).

Fuentes: Informes estadísticos EP Petroecuador 2009 y 2010.

GRÁFICO 1. Movimiento petrolero durante los años 2009 y 2010 (cifras en millones de dólares)

“La producción nacional de crudo fue similar durante los años 2009 y 2010 (177 millones de barriles) y menor respecto a 2008 (185 millones). Se dio inicio de nuevas operaciones y algunas empresas privadas dejaron de operar en el país. ”

SOTE

OCP

Pcc. crudo región Oriente

2009 2010

TOTAL 176,86 176,93

Petroecuador 66,58 68,14

Petroamazonas 36,18 41,81

Compañías 74,09 66,98

Entrega de crudo en refinerías

2009 2010

TOTAL 57,80 50,13

Esmeraldas 33,99 29,31

La Libertad 15,68 14,11

Amazonas 7,05 6,34

Lago Agrio y otras 0,38 0,36

Exportación de crudo

2009 2010

TOTAL 119,56 122,34

Venta directa 32,77 27,89

Regalías 28,75 42,76

Napo 21,96 22,11

Comp. Privadas 36,09 29,57

Exportación de derivados

2009 2010

119,56 122,34

Pcc. crudo región Costa

2009 2010

0,56 0,49

Importación derivados

2009 2010

TOTAL 35,25 44,71

GLP 9,08 9,41

NAO 9,38 8,86

Diesel 14,46 19,45

Jet Fuel 0,08 0,05

Avgas 0,01 0,03

Otros 2,24 6,90

Consumo interno de derivados

2009 2010

TOTAL 75,82 79,93

Gasolinas 18,79 20,01

Diesel 26,62 29,94

Fuel oil 8,81 9,06

GLP 11,23 11,34

Jet fuel 2,57 2,58

Residuos 4,18 3,43

Otros 3,62 3,58

Crudo transportado por OCP

2009 2010

41,12 41,53

Crudo transportado por SOTE

2009 2010

128,30 127,66

FASE 3FASE 2

FASE 1

FASE 6

FASE 4

FASE 5

Como se señaló antes, Petro-proproducción quedó a cargo de gran parte de la producción petrolera estatal y nacional, en su mayoría de campos maduros. Desde que Petroamazonas fue creada, a finales del año 2007, está a cargo de los campos Limoncocha, Bloque 15, Eden Yuturi y Yanaquincha, los cuales pasaron a manos del Estado a raíz de la caducidad del contrato con la empresa Occidental en mayo de

Lupa Fiscal

5

Fuentes: Informes estadísticos EP Petroecuador 2008, 2009 y 2010.

RECUADRO 1. Petroecuador: una época de transiciones

Durante los cuatro últimos años, la empresa estatal Petróleos del Ecuador, ha atravesado una serie de cambios con la finalidad de incrementar la eficacia en su gestión, los cuales se han traducido en el incremento de la producción petrolera. El cambio más sustancial se refiere a quien ejecutaba su administración. Pasó a manos de la Armada Nacional por los antecedentes de bajo nivel de producción y a la supuesta corrupción que la empresa registraba en su manejo. Después de un poco más de dos años, los

GRÁFICO 2. Evolución de la producción de petróleo a nivel nacional del período 2008 - 2010 (millones de barriles)

200

180

160

140

120

2008 2009 2010

185177 177

100

80

60

40

Compañías privadas

EP:103

EP:97

Petroamazonas Petroproducción

MILLONES DE BARRILES

Operadora Río Napo

20

0

8775

67

35

3642

18

6264

3

50 }}} Empresaspúblicas (EP): 110

resultados no fueron los esperados y se produjo un nuevo cambio en su administración en marzo de 2010.

Por otro lado, se dio la transición de Petroecuador a empresa pública según lo determina la Ley Orgánica de Empresas Públicas (Registro Oficial 48 del 16 de octubre de 2009). Así, mediante Decreto Ejecutivo emitido por el Presidente de la República, “dentro de 180 días, Petroecuador dejaría de existir, transfiriendo su patrimonio a la o las nuevas

empresas públicas que se creen”. A la vez, la Ley contemplaba el plazo máximo de noventa días para la emisión de un Decreto Ejecutivo por parte del Presidente de la República, mediante el cual se determinó que las sociedades anónimas en las que el Estado sea accionista único (Petroamazonas del Ecuador), “sean disueltas de manera forzosa, sin liquidarse, transfiriendo su patrimonio a la o las nuevas empresas públicas que se creen”.

Lupa Fiscal

6

20063. En cambio, Operaciones Río Napo, la cual inició sus operaciones en el mes de noviembre de 20094, asumió la operación del campo Sacha en virtud del contrato suscrito el 3 de septiembre del mismo año.

Así como se aprecia en el Gráfico 3, Petroproducción fue la empresa de mayor producción durante el año 2009 con aproximadamente las dos terceras partes del total generado por empresas nacionales. El resto, correspondió a Petroamazonas con el 35% y a Operaciones Río Napo con tan solo el 3% debido a que en ese año solo realizó operaciones durante menos de dos meses.

Esto cambió para el año 2010, donde la participación de Petroproducción se redujo al 45% debido al cese de sus operaciones en el campo Sacha, ahora a cargo de Operaciones Río Napo, que presentó una participación del 17%. El 38% restante perteneció a Petroamazonas, por lo que mantuvo un nivel similar al de 2009.

“Petroproducción fue la empresa de mayor producción durante el año 2009 con aproximadamente las dos terceras partes del total generado por empresas nacionales (102,8 millones de barriles). Esto cambió para el año 2010, donde su participación se redujo al 45% debido a que el campo Sacha pasó a ser operado por Operaciones Río Napo. ”

Sacha*27%

Cuyabeno12%

Auca20%

Shushufindi25%

Libertador9%

Lago Agrio7%

Fuentes: Informes estadísticos EP Petroecuador 2008, 2009 y 2010* Desde noviembre de 2009, el área está a cargo de la empresa Operaciones Río Napo

3 La decisión fue tomada por el Directorio de Petroecuador. Los únicos dueños de la empresa son, por un lado Petroecuador con el 80% de acciones y por otro Petroproducción con el 20%. La sociedad anónima tendría el carácter de temporal hasta la aprobación de la Ley Orgánica de Empresas públicas por parte de la Asamblea y la reestructuración de Petroecuador.4 Operaciones Río Napo es una empresa de economía mixta. Un 70% de la empresa está controlada por EP Petroecuador y un 30% por la empresa estatal venezolana PDVESA. 5 El análisis se lo lleva a cabo conjuntamente debido a que Petroproducción operó el campo Sacha hasta finales de 2009. Desde entonces, el campo pasó a ser operado por la empresa Operaciones Río Napo.

GRÁFICO 4. Producción del año 2010 de EP Petroecuador (Petroproducción) por área (porcentajes)

2009: TOTAL = 102,8 millones de barriles 2010: TOTAL = 110 millones de barriles

Petroproducción62%

Petroamazonas35%

OperadoraRío Napo

17%OperadoraRío Napo

3%

Petroamazonas38%Petroproducción

45%


GRÁFICO 3. Distribución de la producción petrolera de empresas públicas a nivel nacional entre los años 2009 y 2010 (porcentajes)

Lupa Fiscal

7

la reserva remanente (como se puede observar en el Gráfico 5). Se verifica también que el campo Shushufindi es el de mayor cantidad de barriles producidos con 1 127 millones en toda su historia, siendo a la vez el de mayor reservas remanentes junto con el campo Sacha, con 462 y 459 millones de barriles respectivamente. Conforme disminuyen las reservas de estos campos, se hace más difícil su extracción, lo que implica incurrir en mayores costos y tecnología. En consecuencia, las reservas “probadas” de estos campos son mucho menores a las in situ.

Petroamazonas

Petroamazonas incrementó su pro-ducción en el año 2010 en un 16% respecto a 2009. Este aumento se debió al inicio de operaciones

2009 en el área Sacha (un campo con el mismo nombre) y asumió a partir de entonces, el negocio la empresa Operaciones Río Napo (noviembre y diciembre de 2009 y todo el año 2010). Durante ambos años, Sacha fue el área de mayor producción de las seis con tan solo un campo (ver Gráfico 4)6 con un 27% del total, siguiéndole las áreas de Shushufindi y Auca con el 25 y 20% del total respectivamente.

Reservas7

Los campos en los que opera Petroproducción y Operaciones Río Napo (a partir de finales de 2009) contienen reservas, tanto “in situ8” como “probadas”. Estos también son llamados “campos maduros” debido a que contienen, en su mayoría, un nivel de reservas en el cual la cantidad de barriles producidos es mayor a los de

Petroproducción yoperaciones río Napo5

La producción de crudo de Petroproducción se redujo, de 64 millones de barriles en el año 2009 a 50 millones en 2010. Por otro lado, Operaciones Río Napo produjo 3 millones de barriles, debido a su corto tiempo de operaciones durante 2009 (un poco menos de dos meses), pero esa cifra se incrementó a 18 millones en el año 2010.

La producción de petróleo de las áreas operadas por ambas empresas fue similar para los años 2009 y 2010. Durante este período, Petroproducción operó directamente en Lago Agrio (tres campos), Libertador (ocho campos), Auca (seis campos), Shushufindi (dos campos) y Cuyabeno (cuatro campos). A la vez, mantuvo operaciones directas durante los primeros diez meses de

1 200

1 000

800

600

400

200

0

Auca

- A

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uca

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Reservas remanentes (barriles) Barriles producidos


Fuentes: Informes estadísticos EP Petroecuador 2008, 2009 y 2010* Desde noviembre de 2009 a cargo de la empresa Operaciones Río Napo (Sacha)

6 Esta repartición del porcentaje de producción de las áreas se mantuvo muy similar a la del año 2009.7 El análisis de las reservas se lleva a cabo solo para áreas operadas por Petroproducción y Operaciones Río Napo ya que solo la información de estas últimas (y no de Petroamazonas) consta en los informes estadísticos de EP Petroecuador.8 Las reservas “in situ” se entienden como el contenido de petróleo que existe en un yacimiento pero que no es recuperable en un 100%. En cambio, las reservas probadas son aquellas de las que se tiene la certeza que es posible su extracción.

GRÁFICO 5. Reservas remanentes y barriles producidos al año 2009 de los campos manejados por Petroproducción (millones de barriles)

Lupa Fiscal

8

de Petroamazonas en el campo Pañacocha en agosto de 2010 (hasta esta fecha, se estaban realizando labores de exploración en el campo) y al traspaso de operaciones del Bloque 18 y Palo Azul (antes a cargo de Petrobras) a partir del 25 de noviembre de 2010 y del Bloque 7-21 y Coca Payamino a partir del 16 de agosto del mismo año.

Durante el período de análisis, respecto a la producción por campos, Eden Yuturi fue el de mayor producción abarcando aproximadamente la mitad del total producido (59% en 2009 y 48% en 2010). El bloque 15 fue el segundo con mayor producción (21% en 2009 y 16% en 2010) siguiéndole Limoncocha, con el 11% en ambos años (ver Gráfico 6).

Entre 2009 y 2010, se manejaron contratos con empresas privadas de participación, prestación de servicios, servicios específicos y en campos marginales9. Esta situación cambió a raíz de la reforma realizada a la Ley de Hidrocarburos en julio de 2010, la cual resulto en una renegociación 2009: TOTAL = 74,6 millones de barriles 2010: TOTAL = 67,5 millones de barriles

EcuadorTLC15%

Perenco11%

AndesPetroleum

19%

Repsol YPF22%

Sipec7%

Sipec7%

Agip10%

EcuadorTLC10%

Petrooriental8%

Perenco7%

AndesPetroleum

21%

Repsol YPF25%

Agip10%

Campos Marginales12%

CanadáGrande

0%

Petrooriental7%

Campos Marginales9%

CanadáGrande

0%

GRÁFICO 7. Distribución de las empresas privadas en la producción nacional privada de petróleo 2009 y 2010 (porcentajes)


9 Son campos de baja prioridad operacional o económica que contienen crudo de baja gravedad (pesado). Requieren técnicas costosas para su recuperación y no representan más del 1% de la producción nacional diaria.

“En el periodo se manejaron contratos con empresas privadas de participación, prestación de servicios, servicios específicos y en campos marginales. A raíz de la reforma a la Ley de Hidrocarburos en julio de 2010 todos pasaron a ser de prestación de servicios.”

2009: TOTAL = 36 millones de barriles 2010: TOTAL = 41 millones de barriles

Eden Yuturi59%

Bloque 1521%

Limoncocha11%

Yanaquincha9%

Eden Yuturi48%

Bloque 18 yPalo Azul

2%

Panacocha3%

Bloque 1516%

Yanaquincha9%

Bloque 7-21 yCoca Payamino

11%

Limoncocha11%

GRÁFICO 6. Producción por áreas de Petroamazonas en los años 2009 y 2010 (porcentajes)

Fuentes: Informes estadísticos EP Petroecuador 2009 y 2010Empresas privadas

Lupa Fiscal

9

modalidad contractual de servicios específicos. Por último, las compañías Tecpecuador (Bermejo), Petrolamerec (Pindo), Palanda (Yuca Sur), Petrobell (Tiguino), Suelopetrol (Pucuna) e Ismocol (Puma Oriente) estuvieron a cargo de campos marginales.

De las empresas antes mencionadas, las de mayor producción fueron Repsol YPF, con aproximadamente un cuarto de la producción total de empresas

de servicios. Repsol YPF (Bogui – Copiron y Bloque 16), Andes Petroleum (Fanny 18B, Mariaan 4A y Tarapoa-Joan-Dorine) Petrooriental (Bloques 14 y 17), Canadá Grande (Pacca), Perenco (Coca Payamino, Bloque 7 y Yuralpa), CNPC (Bloque 11) y Ecuador TLC (Bloque 18, Pata y Palo Azul) mantuvieron contratos de participación durante este período. Las empresas Repsol YPF (Tivacuno) y Pacific Petrol mantuvieron la

de contratos petroleros, como se explica en el Recuadro 2. De acuerdo a los informes de Petroecuador10, este período se caracterizó por la disminución en las inversiones realizadas por las compañías petroleras privadas.

Durante 2009 y 2010, las empresas Agip (campo Villano) y Enap (Mauro Dávalos, Paraíso, Biguno y Huachito) manejaron contratos de prestación

600 000

500 000

400 000

300 000

200 000

100 000

0

2009 2010

Producción promedio privada diaria

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Febr

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Mar

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Abril

May

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Juni

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Sept

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Octu

bre

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mbr

e

Dici

embr

e

Producción promedio diaria del Estado

BARRILES

Producción total diariaFuentes: Informes estadísticos EP Petroecuador de los años 2009 y 2010.

RECUADRO 2. Renegociación de los contratos petroleros

La coyuntura de los años 2009 y 2010 estuvo marcada por las negociaciones entre el Estado y las empresas petroleras privadas con la finalidad de consensuar un nuevo modelo contractual. Así, en 2009, estos esfuerzos arrojaron pocos y limitados avances, situación que cambió para el segundo semestre de 2010.

El 24 de junio de 2010, se envió a la Asamblea Nacional el proyecto de Ley Reformatoria a la Ley de

GRÁFICO 8. Promedio barriles diarios producidos por tipo de compañías por mes (Enero 2009 - Diciembre 2010)

10 Informes estadísticos de los años 2009 y 2010.

Hidrocarburos, que como principal medida proponía el cambio de la estructura contractual a un modelo de prestación de servicios que reconozca una tarifa única por barril extraído a las empresas privadas. Esta Ley entró en vigencia vía ministerio de la ley el 27 de julio de 2010, determinando plazos específicos para la renegociación con las empresas que mantenían contratos de participación, incluyendo aquellas que manejaban campos marginales.

Finalmente, el 23 de noviembre de 2010, la Secretaría de Hidrocarburos firmó ocho contratos con las empresas: Agip Oil Ecuador, Enap Sipetrol, Andes Petroleum, Petrooriental y Repsol YPF con una tarifa diferente para cada empresa tomando en cuenta criterios de: inversión, costos incurridos por las empresas y los riesgos que asume el Estado.

Los contratos de prestación de servicios con las empresas a cargo de campos marginales se firmaron el 23 de enero de 2011.

Lupa Fiscal

10

privadas (18,6 millones de barriles en 2009 y 18,4 millones en 2010) y Andes Petroleum con el 20% (14 millones de barriles en 2009 y 13,8 en 2010) como se puede observar en el Gráfico 7. La producción total de los campos marginales en ambos años representó aproximadamente el 10% del total de la producción de empresas privadas. Finalmente, se puede apreciar que pese a que la empresa Canadá Grande registró producción durante ambos años, esta no fue representativa comparada con la producción nacional total de las empresas privadas en el Ecuador (27 000 barriles en 2009 y 15 000 en 2010).

Producción promedio diaria

La producción promedio diaria total de crudo (empresas privadas y públicas) presentó variaciones no significativas en el período de análisis. Es decir, la reducción de

2009

SOTE

Febr

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Mar

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Abril

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18

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2010

OCP


Fuentes: Informes estadísticos EP Petroecuador de los años 2009 y 2010.

GRÁFICO 9. Transporte de crudo por Oleoductos durante los años 2009 y 2010 (millones de barriles)

producción de las empresas privadas (por salida de empresas y reducción de sus inversiones principalmente) se contrarrestó con el incremento de la producción de empresas públicas (por el traspaso de algunas áreas en producción y el inicio de explotación de campos). Durante ambos años, el promedio anual de producción diaria fue de 486 000 barriles.

En enero de 2009, la producción promedio diaria de empresas privadas se registró en 219 000 barriles, mientras que el 2010 cerró con un promedio de 153 000 barriles diarios. Respecto a las empresas públicas, en enero de 2009 se registró un promedio de 284 000 barriles diarios, mientras que en diciembre 2010 esta cifra ascendió a 347 000 barriles diarios; esto demuestra la compensación que existió entre la producción diaria de empresa privada y pública para mantener un similar nivel de producción global (Gráfico 8).

2. TRANSPORTE DE CRUDO

Una vez obtenida la producción del crudo, previa su exportación y procesamiento en las refinerías, es transportada del centro de fiscalización hacia sus diferentes destinos a través del sistema de oleoductos y poliductos. Los oleoductos que transportan el crudo en el Ecuador son el Oleoducto de Crudos Pesados (OCP) y el Sistema de Oleoducto Trasnecuatoriano (SOTE).

Durante ambos años la capacidad instalada del OCP (450 000 barriles diarios) es mayor a la del SOTE (360 000 barriles diarios). Sin embargo, el SOTE mantuvo un promedio de transporte diario de crudo de 351 y 349 000 barriles en 2009 y 2010 respectivamente, mientras que el OCP tuvo un promedio diario de 113 y 114 000 barriles en 2009 y 2010 respectivamente como se observa en el Gráfico 9, a través del SOTE se

Lupa Fiscal

11

mayor cantidad de crudo a las exportaciones (Gráfico 10).

Del total de productos de la refinación, durante los años 2009 y 2010 se produjo en mayor cuantía: fuel oil, gasolinas (extra y súper) y diesel. En 2009 se obtuvieron 20 millones de barriles de fuel oil, 19 millones de gasolinas y 13 millones de diesel. Asimismo, en 2010, se produjeron 18 millones de fuel oil, 18 millones de gasolinas

transportaron en total 256 millones de barriles de crudo (128 millones de barriles en cada año), a diferencia del OCP que durante este período transportó un total de 83 millones de barriles (41 en 2009 y 42 en 2010 de millones de barriles).

3. PRODUCCIÓN DE DERIVADOS

En 2009, el 67% del crudo producido se destinó a exportaciones mientras que el 32% fue entregado a las refinerías, consumiéndose el 1% en el trasporte por el oleoducto. Esta repartición cambió levemente para 2010, donde se destinó una mayor parte de la producción a exportaciones (71%), manteniéndose el nivel de consumo de crudo en transporte por el oleoducto y reduciéndose a 29% el crudo entregado a refinerías y plantas. Durante ambos años, de cada diez barriles producidos, se exportaron siete aproximadamente (Gráfico 10).

Los barriles de crudo que no se destinan a la exportación, en su mayoría son receptados y procesados para la producción de derivados en la Refinería Esmeraldas, como se puede apreciar en el Gráfico 11. La Refinería La Libertad es la segunda respecto a cantidad de crudo procesado. Durante los últimos tres años, la producción de derivados en la Refinería Esmeraldas se ha visto reducida, en especial durante el año 2010, en el cual decreció en un 11% respecto a 2009 (4 millones de barriles menos) debido a problemas presentados, que obligaron al cierre de actividades durante algunos meses por mantenimiento.

Respecto a la producción total de derivados, en el año 2009 se produjeron 69 millones de barriles y en 2010 esta cifra se redujo a 62 millones. Esto se debió a la menor recepción de crudo en las refinerías (Gráfico 11) y a que se destinó una

Fuentes: Informes estadísticos EP Petroecuador 2009 y 2010.* No incluye carga de la planta de gas de Shushufindi.

2009: TOTAL = 177,4 millones de barriles 2010: TOTAL = 175,3 millones de barriles

Plantas y consumo oleoducto*1%

Plantas y consumo oleoducto*0%

Entrega decrudo enrefinerías

67%

Exportaciones32%

Entrega decrudo enrefinerías

29%

Exportaciones71%

Refinería Esmeraldas

80

70

60

50

40

30

20

10

02008 2009 2010

Refinería la Libertad Terminales

39.4%

13.8%

7.3%7.1%

39.1%

14.6%

7.7%7.2%

34.8%

13.9%

6.4%6.7%

Refinería Amazonas


GRÁFICO 10. Destino de la producción de crudo según actividad entre los años 2009 y 2010 (porcentajes)

GRÁFICO 11. Producción de derivados en refinerías y plantas (millones de barriles y de porcentaje de participación)

Fuente: Informes estadísticos EP Petroecuador 2009 y 2010.

“Durante ambos años, de cada diez barriles producidos, se exportaron siete aproximadamente. Para 2009 se refinaron 69 millones de barriles de derivados de petróleo y en 2010 esta cifra se redujo a 62 millones.”

Lupa Fiscal

12

actividades industriales. De hecho, la demanda interna del país sobrepasa la capacidad de industrialización de las refinerías, por lo que es necesaria la importación de derivados pese a que Ecuador es productor de crudo.

Estos derivados (producidos inter-namente e importados), son comer-cializados dentro del país por Petroecuador y por las empresas privadas, siendo estas últimas las que han cubierto la demanda en mayor cuantía durante los últimos años. La

y 11 millones de diesel (Gráfico 12). Otros derivados producidos durante ambos años fueron: residuos, jet fuel, nafta, asfaltos, GLP, spray oil, solventes, absorver oil, entre los más importantes.

4. COMERCIALIZACIÓN INTERNA DE DERIVADOS

En el país se utilizan los derivados de petróleo como fuente principal de energía para una gran cantidad de

2008 2009 2010

90807060504030

20

10

0

Diesel Gasolina GLP Fuel Oil Otros

24

18

1198

69

27

19

119

1076

30

20

119

1080



GRÁFICO 13. Distribución anual de la comercialización interna de derivados entre los años 2008-2010 (millones de barriles)

2009: TOTAL = 69 millones de barriles 2010: TOTAL = 62 millones de barriles

Diesel(2,2 y premium)

18%

Jet fuel4%

Otros2%

Fuel oil(#6 y #4)

30%

Gasolina(super y extra)

29%

Residuos9%

Residuos9%

Fuel oil(#6 y #4)

29%

Gasolina(super y extra)

27%

Diesel(2,2 y premium)

19%

Asfaltos3%

Nafta(debutanizada y base)

3%

Nafta(debutanizada y base)

2%

GPL3%

Jet fuel4%

Otros2%

Asfaltos4%

GPL3%

GRÁFICO 12. Distribución de la producción de derivados por tipo (porcentajes)

Fuente: Cifras petroleras EP Petroecuador de los años 2009 y 2010.

comercialización interna de derivados del país durante los años 2008, 2009 y 2010 estuvo repartida entre la empresa privada y EP Petroecuador, en un 75 – 25%, 71 – 29% y 66 – 34% respectivamente, demostrando la alta participación del sector privado en su comercialización durante los últimos años. No obstante, esa participación es cada vez menor.

El diesel es el derivado que se comercializa en mayor cantidad dentro del país (36% del total en promedio en

Lupa Fiscal

13

Además de crudo, se exportan los derivados que no son requeridos para consumo interno (principalmente fuel oil #6 y nafta de bajo octano), siendo la cantidad de barriles exportados considerablemente menor con res-pecto a las exportaciones de crudo (0,9 millones de barriles mensuales para el período de análisis).

En total, en 2009 se exportaron 84 millones de barriles por parte de Petroecuador, 36 millones por parte de las compañías privadas y 12 millones de barriles de derivados (entre Petroecuador y compañías privadas). En cambio, en 2010, Petroecuador exportó 93 millones de barriles (12% más que el 2009), las compañías privadas 31 millones (13% menos que en 2009) y se exportaron 10 millones de barriles de derivados (17% menos que en 2009).

5. EXPORTACIÓN DE CRUDO Y DERIVADOS

Como se analizó previamente, gran parte del crudo ecuatoriano extraído es destinado a exportación (ver Gráfico 14). Los dos tipos que se exportan son el crudo Napo y Oriente, los cuales se diferencian por su gravedad API11. El de mayor gravedad es el crudo Oriente (23,68* y 23,77* en 2009 y 2010 respectivamente) respecto al crudo Napo (18,26* y 18,45* en 2009 y 2010 respectivamente).

El período 2009-2010 se caracterizó por los altos niveles de exportación mensual de crudo por parte de Petroecuador, los cuales fueron mayores a los de las compañías privadas y representaron en promedio 7,4 y 2,8 millones de barriles mensuales exportados de Petroecuador y las compañías privadas respectivamente.

2009 y 2010), habiéndose distribuido 27 y 30 millones de barriles durante los años 2009 y 2010. De ellos, el 37% lo comercializó EP Petroecuador y el 63% las empresas privadas.

El segundo derivado de mayor comercialización durante este período fue la gasolina (25% del total), de la cual se distribuyeron 19 y 20 millones de barriles en los años 2009 y 2010 respectivamente. El 24% fue comercializado por EP Petroecuador y el 76% por empresas privadas. Por otro lado, el GLP es el tercer derivado de mayor comercialización del país (15% del total), siendo distribuidos 11 millones de barriles en cada año, con la característica principal de que el 99% de este derivado fue comercializado por las empresas privadas y tan solo el 1% por EP Petroecuador (Gráfico 13).

2009 2010

Derivados (Petroecuador)

Novie

mbr

e

Dici

embr

e

Ener

o

Febr

ero

Mar

zo

Abril

May

o

Juni

o

Julio

Agos

to

Sept

iem

bre

Octu

bre

Novie

mbr

e

Dici

embr

e

Octu

bre

Sept

iem

bre

Agos

to

Julio

Juni

o

May

o

Abril

Mar

zo

Febr

ero

Ener

o

6

4

2

0

8

10

12MILLONES DE BARRILES

Compañias privadas PetroecuadorFuentes: Informes estadísticos de EP Petroecuador entre los años 2009 y 2010.

GRÁFICO 14. Evolución mensual de barriles exportados totales de crudo y derivados entre los años 2009 - 2010 (millones de barriles)

11 Grado API (American Petroleum Institute) es una medida de densidad que describe cuán pesado o liviano es el petróleo comparándolo con el agua; mientras más gravedad, más liviano es el petróleo (EP Petroecuador, Cifras petroleras 2009).12 Se refiere a la mezcla de petróleo crudo ligero, catalogado como dulce y liviano, que sirve de referencia en los mercados de derivados de los Estados Unidos.

Lupa Fiscal

14

6. CONFORMACIÓN DE LOS INGRESOS PETROLEROS

Los ingresos de la actividad petrolera en Ecuador provienen de distintas fuentes. La principal es la exportación de crudo y derivados. Los ingresos para el Estado por exportaciones de crudo durante los años 2009 y 2010 provinieron, por un lado de la venta directa de crudo y derivados y, por otro, de las regalías obtenidas por concepto de: Petroproducción, participación del Estado, campos marginales, alianzas operativas y Petroamazonas.

Los ingresos generados por expor-tación de crudo y derivados que realizó Petroecuador fueron de 7 606 millones de dólares FOB13 en 2008, 5 135 en 2009 y 7 441 en 2010. De

alza, exceptuando el mes de mayo de 2010 (WTI: 73 dólares) donde se redujo en 13% respecto a abril del mismo año (Gráfico 15).

En general, el precio promedio por barril WTI fue de 62 dólares para el año 2009 y de 79 para el año 2010. Asimismo, los precios promedio alcanzados por los crudos ecuatorianos fueron de 54 y 73 dólares por barril de crudo Oriente en 2009 y 2010 respectivamente, y de 51 y 70 dólares por barril de crudo Napo en 2009 y 2010 respectivamente, caracterizándose el período 2009 – 2010 por la reducción de la brecha entre el precio del crudo Napo y Oriente, la cual se fijó en promedio para el 2009 en 3,5 dólares y para el 2010 en 2,8 dólares.

El precio marcador del crudo ecuatoriano, es decir el WTI12, reportó un promedio para el primer trimestre del año 2009 de 43 dólares por barril WTI, siendo el valor más bajo registrado en el período analizado. De igual manera, para este trimestre, los precios del crudo ecuatoriano fueron de 32 dólares por barril de crudo Oriente y 23 dólares por barril de crudo Napo. A partir del segundo trimestre los precios reportan una notable recuperación, los cuales alcanzaron los 70 dólares por barril WTI a mitad de 2009, (64 dólares por barril de crudo Napo y 62 dólares por barril de crudo Oriente). Desde entonces, se ha registrado una tendencia estable y ligeramente al

13 “Free on board”, término utilizado para operaciones comerciales de transporte de mercadería vía marítima, cuando esta llega a un puerto de carga

2009 2010

Crudo Oriente

Nov

Dic

Ene

Feb

Mar Abr

May Jun

Jul

Ago

Sep

Oct

Nov

Dic

Oct

Sep

Ago

Jul

Jun

MayAb

r

Mar

Feb

Ene

70

60

50

40

30

20

10

0

80

90

100

Crudo Napo WTI

PRECIO PROMEDIO MENSUAL

Fuente: Informes Estadísticos, Banco Central del Ecuador

GRÁFICO 15. Comparativo del precio promedio mensual de crudo referencial internacional y nacional para el período 2009 - 2010 (dólares/barril)

Lupa Fiscal

15

estos, la mayor parte correspondieron a exportación de crudo, como se puede apreciar en el Gráfico 16. En promedio, durante los años 2009 y 2010, el 89% de los ingresos provenientes de las exportaciones petroleras realizadas por Petroecuador correspondieron a crudo; es decir, aproximadamente un dólar de cada diez que obtuvo Petroecuador por concepto de exportaciones petroleras, correspondió a exportación de derivados. En este período, se obtuvieron 4 460 millones de dólares FOB de las exportaciones de crudo en 2009 y 6 728 en 2010; mientras que de las exportaciones de derivados se obtuvieron 675 y 713 millones de dólares FOB en 2009 y 2010 respectivamente (Gráfico 16).

Adicionalmente, en el país existen recaudaciones que nutren los ingresos provenientes de la actividad. Estos se refieren a impuestos específicos y otros gravámenes que pagan, tanto las petroleras privadas como las públicas:

Amazónico (Ley 10 y 2014): 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, aprobada 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.

15): 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,

2007 2008 2009 2010 Acumulado2006 - 2010

2006

4 500

4 000

3 500

3 000

2 500

2 000

1 500

1 000

500

0

MILLONES DE DÓLARES

1 287

935

443700

3 872

508

Fuente: Ministerio de Finanzas - Subsecretaría de Tesorería de la Nación

GRÁFICO 17. Evolución del impuesto pagado por ganancias extraordinarias de abril de 2006 a diciembre de 2010 (millones de dólares)

20092008 2010

Crudo Derivados

8 000

7 000

6 000

5 000

4 000

3 000

2 000

1 000

0

MILLONES DE BARRILES FOB

84,9%

15,1%

86,9%

13,1%

90,4%

9,6%

Fuente: Banco Central del Ecuador y EP Petroecuador

GRÁFICO 16. Ingresos por exportación de crudo y derivados de Petroecuador entre los años 2008-2010 (Millones de dólares FOB y % de participación)

14 Ley del Fondo para el Ecodesarrollo Regional Amazónico, Codificación. Publicada en el Registro Oficial 222 del 1 de diciembre de 2003.15 Ley de creación de rentas sustitutivas para provincias de Napo, Esmeraldas y Sucumbíos. Publicada en el Registro Oficial Suplemento 248 de 7 de agosto de 1989. Reformada en el Código de Ordenamiento Territorial, Autonomías y Descentralización (COOTAD), publicado en el Registro Oficial Suplemento 303 del 19 de octubre de 2010.

Lupa Fiscal

16

estos valores se habrían distribuido entre los gobiernos seccionales de Napo, Esmeraldas, Sucumbíos, Orellana y Pastaza hasta octubre de 2010, cuando se reforma esta ley en el Código de Ordenamiento Territorial, Autonomías y Descentralización (COOTAD), estableciendo que sean depositados en la cuenta única del tesoro nacional.

Provincias de la región Amazónica (Ley 12216): Estos ingresos pro-vienen 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 las empresas nacionales el 2,5%. Estos valores fueron repartidos equitativamente entre los go-biernos seccionales de la región Amazónica hasta octubre de 2010, cuando se reformó la ley en el COOTAD estableciendo que sean depositados mensualmente en la cuenta única del Tesoro Nacional.

Utilidades de las empresas petroleras privadas: La última reforma a la Ley de Hidrocarburos17 de julio de 2010 determinó que el 12% de la participación de trabajadores en las

Actividades deextracción y refinación

6,5%


8,2%


7,6%

*Cifras en millones

2008: USD 6.397* 2009: USD 6.714*

2010: USD 7.725*

Resto de actividades93,5%



Fuente: Servicio de Rentas Internas21.

GRÁFICO 18. Recaudación tributaria total y participación del sector petrolero del período 2008 - 2010 (porcentajes)

16 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 y publicada en el Registro Oficial, suplemento 303 del 19 de octubre de 2010.17 Ley Reformatoria a la Ley de Hidrocarburos y a la Ley de Régimen Tributario Interno, publicada en el Registro Oficial No. 244 del 27 de julio de 2010. 18 Reformatoria a la Ley de Hidrocarburos y publicada en el Suplemento del Registro Oficial No, 257 el 25 de abril de 2006.

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. Estos recursos se distribuyen a través de proyectos de inversión social que dichos gobiernos presentan al Banco del Estado. Para 2010, según cifras del Ministerio de Recursos Naturales No Renovables, estos ingresos ascenderían a 38,1 millones de dólares.

Ingresos por ganancias extraordi-narias: A partir de 2006 se aplica la Ley No. 42-200618, la cual fija la participación del Estado en los ingresos que se generan como producto de variaciones no previstas en los precios internacionales del crudo. En junio de 2008 se estableció una tarifa del 70%, la cual se aplica al monto que surge de la diferencia entre el precio de venta y el precio base establecido en el contrato, multiplicado por la

“Entre los años 2008 a 2010, la participación de la extracción de crudo, servicios relacionados y refinación en la recaudación tributaria del país ascendió al 7,4% en promedio. En 2010 este sector aportó con 518 millones de dólares.”

Lupa Fiscal

17

cantidad de unidades vendidas, a la que dicho precio hace referencia19.

Desde abril de 2008, mes en que se expide la Ley Orgánica para la Recuperación del Uso de los Recursos Petroleros y Racionalización Administrativa, estos montos son depositados en la cuenta única del Tesoro Nacional (subcuenta No. 01110006). Por este concepto, el Estado ha recibido 3 872 millones de dólares (Gráfico 17) entre el período abril de 2006 y diciembre de 2010.

Entre los

años 2008 a 2010, la participación de la extracción de petróleo crudo y gas natural, los servicios relacionados a las actividades de extracción (excepto la prospección) y la fabricación de productos de la refinación del petróleo representaron un promedio del 7,4% de la recaudación tributaria del país. En 2010 este sector aportó con 518 millones de dólares, lo que representó una disminución del 6% respecto al año 200920 (ver Gráfico 18).

Respecto a la estructura tributaria según los diferentes tipos de impuestos que se gravan dentro del sector, sin considerar el impuesto sobre las ganancias extraordinarias (ver Gráfico 17), se observa que el impuesto a la renta y el Impuesto al Valor Agregado (IVA) concentran el 99% de la recaudación para 2008, 2009 y 2010 (ver Gráfico 19). Existe una reducción de la recaudación entre los tres años, específicamente de 2009 a 2010 debido a la disminución del pago de anticipo del Impuesto a la Renta y el saldo anual pagado.

En resumen, en el Gráfico 20 se observa que los ingresos petroleros

Exportación crudo Petroecuador Regalías Petroecuador Derivados Petroecuador

Ganancias extraordinarias Otras imposiciones

2009

2 824

1 636

675443

710

3 556

3 173

713 7001 019

2010

4 000

3 500

3 000

2 500

2 000

1 500

1 000

500

0


Fuentes: Banco Central del Ecuador, Ministerio de Finanzas, EP Petroecuador, Ecorae y Servicio de Rentas Internas.

GRÁFICO 20. Ingresos petroleros según fuente durante los años 2009 y 2010 (Millones de dólares)

20092008 2010

600

500

400

300

200

100

0


Impuesto al Valor Agregado (IVA) Impuesto a la renta global Otros impuestos

26,3%

73,4%

0,3%

24,6%

74,6%

0,8%

54%

44,8%

1,2%

Fuente: Servicio de Rentas Internas22.

GRÁFICO 19. Recaudación según tipo de impuesto del sector petrolero, 2008 - 2010 (Millones de dólares y porcentaje del total)

19 Para mayor detalle, revisar: Grupo FARO (2010). “Nuevos esquemas en política petrolera: Monitoreo de la Industria 2008”. Lupa Fiscal No. 2. Quito, Ecuador. 20 En 2010, estos valores no consideran las aportaciones del impuesto sobre ingresos extraordinarios del sector petrolero que es registrado por el SRI y que corresponde a la Ley 42 analizada en el punto anterior. Es por ello que disminuye el monto de recaudación del sector 806 a 517 millones de dólares. 21 Las actividades de extracción y refinación de crudo que se mencionan en el gráfico se refieren a la extracción de petróleo crudo y gas natural. También sugiere los servicios relacionados a las actividades de extracción (excepto prospección) y a la fabricación de productos de la refinación del petróleo (C111, C112 y D232 del CIIU Clasificación Internacional Industrial Uniforme).22 Para el año 2010 no se consideró la recaudación del impuesto sobre las ganancias extraordinarias de recursos no renovables debido a que estos montos forman parte de los presentados en el Gráfico 17.

Lupa Fiscal

18

agregados ascenderían a 6 287 y 9 160 millones de dólares para 2009 y 2010 respectivamente. Estos ingresos corresponden a los agregados de las fuentes antes descritas. Así, en 2009, las exportaciones directas realizadas por Petroecuador representaron un 45% de los ingresos totales, lo que significa 2 824 millones de dólares. Las exportaciones de crudo de otros contratos en los que Petroecuador obtiene regalías ascendieron a 1 636 millones de dólares (26%). Por otra parte, las exportaciones de derivados sumaron 675 millones de dólares (11%) y por concepto de ganancias extraordinarias del excedente del precio de crudo se recaudaron 443 millones (7%). Por concepto de otras imposiciones al sector, en las que se incluyen los impuestos y los ingresos al Fondo de Ecodesarrollo, los ingresos ascendieron a 710 millones de dólares (11%).

Respecto a 2010, las exportaciones directas de crudo de Petroecuador ascendieron a 3 556 millones de dólares (39%) y las exportaciones de crudo por concepto de regalías fueron de 3.173 millones de dólares (35%). Por su parte, las exportaciones de derivados representaron 713 millones

Consejos Provinciales ECORAE Juntas Parroquiales Municipios Consorcios de municipalidades

2009 2010

20018016014012010080604020

044.6 48.9

14.3 15.78.0 8.7

91.5100.3

0.90.1


Fuente: Instituto para el Ecodesarrollo Regional Amazónico

GRÁFICO 21. Recursos del Fondo para el Ecodesarrollo de la región Amazónica durante los años 2009 - 2010 (millones de dólares)

23 Para mayor información revisar: Grupo FARO (2010). “El origen y destino de los ingresos petroleros”. Lupa Fiscal No. 1. Quito, Ecuador.

de dólares (8%). Por concepto de ganancias extraordinarias se recau-daron 700 millones (8%). Otras imposiciones al sector, además de las ya mencionadas en 2009, incluye la recaudación del 12% de las utilidades de empresas privadas petroleras, las cuales ascendieron a 1.109 millones de dólares (11%).

7. DISTRIBUCIÓN DE LOS INGRESOS PETROLEROS

Durante 2009 y 2010 los ingresos petroleros se destinaron principalmente a cubrir las inversiones que realizaron, Petroecuador y sus filiales, al Presupuesto General del Estado y a la importación de derivados de crudo y gas. Hasta antes de 2008 los ingresos petroleros se distribuyeron en alrededor de 28 partícipes23, entonces eran fondos petroleros con mecanismos de distribución específica.

En la actualidad, el único fondo que cuenta con uno dinero es el Fondo para el Ecodesarrollo Regional Amazónico, así como el rubro que pertenece al monto de la recaudación del 12% de las utilidades petroleras que pagan las

empresas privadas al Estado. Ambos consideran como beneficiarios a los gobiernos seccionales de la región Amazónica aunque con diferentes destinos en sus inversiones, como se explicará a continuación.

Por otro lado, la Ley Orgánica de Empresas Públicas (LOEP) y el Código Orgánico de Finanzas Públicas y Planificación (COPLAFIP) han reestructurado la forma en que se venían repartiendo y contabilizando los ingresos petroleros dentro del presupuesto de Petroecuador y el Presupuesto General del Estado.

Fondo para el Ecodesarrollode la región Amazónica

Los ingresos de este fondo se distribuyen a todos los niveles de gobierno de la región, el 40% en partes iguales entre los organismos seccionales y el 60% en proporción a la población de cada territorio, esto último en base a las cifras del último censo de población.

En el Gráfico 21 se observa que, en 2009, los ingresos del fondo fueron de 159 millones de dólares, mientras

Lupa Fiscal

19

incremento fue de 14% respecto al presupuesto inicial. Respecto a 2010, a partir del 7 de enero, cada empresa lleva su propio manejo presupuestario. Sin embargo, para ese año se aprobó un presupuesto de 3 859 millones de dólares que aún no contemplaba estos cambios, de estos, 2 893 millones fueron ejecutados por EP Petroecuador y 960 millones por Petroamazonas EP.

Por otro lado, Petroecuador invirtió 1 802 millones de dólares en 2009, cifra que incluye los valores de Petroamazonas y cuya participación asciende a 39%; le siguen Petroproducción (37%) y Petroindustrial (11%), la primera empresa es encargada de la exploración y explotación de hidrocarburos y la segunda se dedica

explotación de las áreas y campos que hasta entonces eran administrados y operados por dicha empresa. Y por otro lado, EP Petroecuador, en sustitución de la Empresa Estatal Petróleos del Ecuador Petroecuador. Para esta transición, las sociedades de economía mixta de propiedad de Petroecuador y sus empresas filiales se transformarían en empresas subsidiarias de EP Petroecuador (Río Napo y Refinería del Pacífico). Entre los cambios se incluye el manejo presupuestario y financiero (Ver Tabla 1). Así, las cifras proporcionadas por las empresas muestran que en 2009 se aprobó un presupuesto de 3 000 millones de dólares para Petroecuador (que incluía a Petroamazonas como filial) y su ejecución ascendió a 3 418 (3 621) millones de dólares. El

que en 2010 fueron de 174 millones de dólares. La repartición de estos rubros, tal como se especifica en la ley del fondo, se da en un 58% para los municipios (donde se incluyen algunos consorcios de municipalidades), 28% para consejos provinciales, 9% para el fondo regional amazónico que es administrado por el Instituto para el Ecodesarrollo Regional Amazónico (Ecorae) y el 5% restante es para las juntas parroquiales.

En estos últimos tres años, los recursos han sido entregados a 43 municipios, seis Consejos Provinciales y alrededor de 160 Juntas Parroquiales de las provincias de Morona Santiago, Napo, Orellana, Pastaza, Sucumbíos y Zamora Chinchipe.

Presupuesto de Petroecuador y Petroamazonas

Toda vez que la Constitución faculta al Ejecutivo crear empresas públicas para la gestión de los sectores estratégicos (art. 315), se instrumentó dicho mandato a través de la LOEP, expedida en octubre de 2009, la misma que delinea los procedimientos para la constitución de empresas públicas. En su disposición transitoria segunda establece la disolución de las sociedades anónimas en las que el Estado fuera accionista, transfiriendo el patrimonio a las empresas públicas que se creen en el futuro para remplazarlas. Producto de ello, vía Decreto Ejecutivo, se conformaron dos nuevas empresas públicas que gestionarán el sector de hidrocarburos.

El 6 de abril de 2010, mediante Decreto Ejecutivo 314 y 31524, se crean las empresas públicas Petroamazonas EP y EP Petroecuador. Por un lado, Petroamazonas EP sustituyó a Petroamazonas Ecuador S.A. y asumió la gestión de exploración y

Ley Especial de Petroecuador Ley Orgánica de Empresas Públicas

Régimen financiero

De los ingresos brutos consolidados de las actividades básicas que realice la empresa de forma directa o por medio de los contratos se descuentan las regalías y asignaciones que se refieran a decretos específicos (artículo 14).

En las actividades de industrialización de hidrocarburos, la empresa recupera sus costos y transfiere el excedente al Ministerio de Finanzas (artículo 14).

La LOEP estipula que de los excedentes que generen las empresas se cubra las inversiones y reinversiones de la empresa para cumplir con su plan estratégico y planes operativos (artículo 39).

Transferencias al Estado

El saldo que resulte de las deducciones antes señaladas se depositará directamente en una cuenta especial de la cuenta única, para ser administrado por el Ministerio de Finanzas (artículo 14).

El saldo resultante del ejercicio anterior que no sea invertido o reinvertido se transferirá al Presupuesto General del Estado (artículo 39).

Presupuesto institucional

El presupuesto de inversiones petroleras será manejado por Petroecuador, el cual destinará, con autorización del Directorio, por lo menos el 40% a las inversiones de exploración y producción y el saldo a otras inversiones, según su prioridad (artículo 14).

El Directorio deberá establecer el porcentaje destinado al presupuesto de inversión y reinversión que le permita a la empresa pública, sus subsidiarias, filiales, agencias y unidades de negocio cumplir con su plan estratégico y planes operativos y asegurar su vigencia y participación en el mercado de su sector (artículo 39).

TABLA 1. Principales cambios del manejo presupuestario y financiero en Petroecuador

Fuente: Ley Especial de Petroecuador y Ley Orgánica de Empresas Públicas.

24 Publicados en el Registro Oficial Suplemento No. 171 el 14 de abril de 2010.

Lupa Fiscal

20

a la industrialización del crudo en los complejos refinadores (ver Gráfico 22). Respecto al 2010, bajo la nueva estructura gerencial de EP Petroecuador, se destinaron 517 millones de dólares para inversiones, de los cuales el 53% se destinó a exploración y producción, el 13% a refinación y el 11% a transporte y comercialización (ver Gráfico 23).

En lo que respecta a las inversiones de Petroamazonas EP, para 2009, ascendieron a 599 millones de dólares que se destinaron en su mayoría a perforación. En 2010 esta cifra incrementó a 657 millones de dólares, registrando un aumento de 10%, que fue destinado en gran parte a perforación al igual que en 2009 a perforación (ver Gráfico 24).

Gobierno Central

Ingresos del Gobierno Central

Como punto de partida en esta sección, se debe aclarar que, a partir de 2010, no se registra explícitamente el Presupuesto del Gobierno Central (PGC) como se lo venía haciendo. Este fue el resultado de la nueva estructura presupuestaria que determina la Constitución de la República aprobada en 2008 (ver Recuadro 3).

Los ingresos del Gobierno Central dependen, en su mayoría, de dos factores: los precios y producción de petróleo y la recaudación de impuestos. Estos ingresos crecieron constantemente durante el período entre 2003 y 200825. En 2008 se registraron cifras históricas tanto de ingresos petroleros como de recaudación de impuestos (13 799 millones de dólares).

Como se observa en el Gráfico 26, el año 2008 fue el último de un ciclo de crecimiento sostenido de ingresos del

25 Para mayor detalle, revisar: Grupo FARO (2010). Nuevos esquemas en política petrolera: Monitoreo de la Industria 2008 . Lupa Fiscal No. 2. Quito, Ecuador.

Oleoducto1%

TOTAL: 1 802 millones de dólares

Petrocomercial7%

Petroindustrial11%

Petroamazonas S.A.39%

Petroproducción37%

Matriz5%

Bloque 7 y 210%

Otros2.0%

TOTAL: 517 millones de dólares

Exploración y producción53.2%

Refinación13.4%

Transporte yalmacenamiento

11.2%

Refineríadel Pacífico

10.6%

Río Napo9.6%

Fuente: Petroecuador (estas cifras incluyen los valores desde el 1 de enero de 2009 hasta el 6 de enero de 2010, pues hasta la fecha se mantenía esta estructura empresarial).

Fuente: Petroecuador (estas cifras incluyen los valores desde el 7 de enero de 2010 hasta el 31 de diciembre de 2010). La clasificación “otros” incluye: seguridad, salud y ambiente; comercialización; gerencia general y gerencia de gas natural.

GRÁFICO 22. Inversiones realizadas por Petroecuador en 2009 (porcentajes)

GRÁFICO 23. Inversiones realizadas por EP Petroecuador en 2010 (porcentajes)

Lupa Fiscal

21

RECUADRO 3. Nueva estructura del Presupuesto General del Estado (PGE)

Antes de la aprobación de la Constitución de la República en 2008, el Presupuesto General del Estado (PGE) correspondía a la sumatoria del Presupuesto del Gobierno Central (PGC), el de las entidades descentralizadas y el de la seguridad social. Las empresas públicas y los gobiernos autónomos descentralizados que-daron fuera la banca pública.

El PGC se componía de diecinueve sectoriales: Gobierno Central (Tesoro Nacional), Legislativo, Jurisdiccional,

PGC ( 19 sectoriales )+

Entidades descentralizadas+

Seguridad social

NO INCLUYE

Banca pública, empresas públicas ygobiernos autónomos descentralizados

19 sectoriales+

Entidades descentralizadas

NO INCLUYE

Seguridad socialbanca pública, empresas públicas y

gobiernos autónomos descentralizados

20 sectoriales+

Entidades descentralizadas

NO INCLUYE

Seguridad socialbanca pública, empresas públicas y

gobiernos autónomos descentralizados

2009Hasta 2008 A partir de 2008

GRÁFICO 25. Conformación del Presupuesto General del Estado

Fuente: Ministerio de Finanzas , Algunas entidades descentralizadas: universidades, superintendencias, Concejo Nacional Electoral.

Sísmica yexploración

7%

ActivosFijos1%

Sísmica yexploración

4%

ActivosFijos1%

2009: TOTAL = 599 millones de dólares 2010: TOTAL = 657 millones de dólares

Facilidades34%

Facilidades43%

Perforación61%

Perforación48%

GRÁFICO 24. Inversiones realizadas por Petroamazonas EP en 2009 y 2010

Fuente: Petroamazonas EP

Administrativo, Ambiente, Asuntos Internos, Defensa Nacional, Asuntos del Exterior, Finanzas, Educación, Bienestar Social, Trabajo, Salud, Agropecuario, Recursos Naturales, Comercio Exterior, Industrialización, Pesca y Competitividad, Turismo, Comunicación, Desarrollo Urbano y Vivienda, y otros organismos del Estado. Posterior a la aprobación de la nueva Constitución, se elimina la distinción entre PGC y PGE, quedando el segundo como único en el ámbito presupuestario. Según lo determina el artículo 292 de la Constitución, el PGE

incluye todos los ingresos y egresos del sector público, con excepción de los que pertenecen a la seguridad social, la banca pública, las empresas públicas y los gobiernos autónomos descentralizados (Gráfico 25).

El PGE aprobado por la Asamblea Nacional ascendió a 19.167,8 millones de dólares para 2009 y a 21.282,1 millones para 2010. En ambos años se incluyen los valores correspondientes al financiamiento de la importación de derivados (CFDD).

Lupa Fiscal

22

RECUADRO 4. Cuenta de Financiamiento de Derivados Deficitarios (CFDD)

La Cuenta de Financiamiento de Importación de Derivados (CFDID) fue creada en 2008 con la Ley de Recuperación del Uso de los Recursos Petroleros. En febrero de 2010, a través del Decreto Ejecutivo 253 (Registro Oficial Suplemento 143, 2010) cambió el nombre a Cuenta de Financiamiento de Derivados Deficitarios (CFDD). Este cambio obedece a que el Ministerio

Ingresos Egresos

Exportaciones de crudo de regalías

Pagos realizados por la importación de derivados para

su comercialización interna

Exportaciones directas de crudo que realiza Petroecuador Ex – Consorcio

Exportaciones directas de crudo que realiza Petroecuador en Nororiente

Exportaciones directas de crudo de participación del Estado

Exportaciones directas de crudo de Petroamazonas Bloque 15 y campos unificados

Exportaciones de derivados (trueque)

Saldo resultante entre ingresos por venta de derivados y las deducciones por costo de producción, costo de comercialización interna e IVA.

TABLA 2. Componentes de la CFDD

Fuente: Ministerio de Finanzas (2009 – Informe de transparencia y rendición de cuentas)

de Finanzas asumió el financiamiento que complemente al saldo entre los costos de importación de derivados y los ingresos por concepto de la venta interna de derivados que deposita Petroecuador, con el objetivo de garantizar el abastecimiento de combustibles en el mercado interno y no afectar el flujo de caja de Petroecuador.

En general, es una cuenta de ingresos y gastos (ver Tabla 3) donde, por el lado de los ingresos, se registran la venta interna de derivados de petróleo y las deducciones monetarias aplicadas a las empresas explotadoras de crudo. Por el lado de los gastos, se registra la entrega de recursos por la importación de derivados de petróleo para su comercialización interna.

16 000

14 000

12 000

10 000

8 000

6 000

4 000

2 000

0

Petroleros Tributarios Ingresos no tributarios Transferencias ( Incluye resultado del BCE )

2004 2005 2006 2007 2008 2009 20102003


Fuente: Ministerio de Finanzas (No se incluyen los valores de la CFDD)

GRÁFICO 26. Evolución de ingresos del Gobierno Central por fuente entre los años 2003 - 2010 (millones de dólares)

Lupa Fiscal

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32% de los ingresos petroleros, 22% de los ingresos tributarios, 28% de los ingresos no tributarios y de una reducción del 80% de las transferencias (Gráfico 26).

Se debe destacar que el registro de los ingresos petroleros se modificó a partir de 2008 con la creación de la Cuenta de Financiamiento de las Importaciones de Derivados de petróleo (CFDID), la misma que explica el proceso financiero de dicha importación y su registro explícito conlleva un aumento de los ingresos petroleros en 2009 y 2010 respecto a períodos anteriores (ver Recuadro 4). Según cifras del Ministerio de Finanzas, en esta cuenta en 2009 se registraron recursos por 2 541 millones de dólares, mientras que en 2010 se registraron 3 290 millones de dólares.

Gobierno Central, ya que para 2009 se redujeron sus ingresos totales en un 26%, los cuales llegaron a 10 189 millones de dólares. Este quiebre registrado en los ingresos del Gobierno se debió principalmente a la reducción de los ingresos petroleros de 2009, los cuales disminuyeron en aproximadamente un 40% como resultado de los bajos precios que mantuvo el crudo ecuatoriano durante el primer semestre de ese año. Además, para este año, se redujeron los ingresos no petroleros en un 88% y las transferencias en un 52%.Por otro lado, en el año 2010, los ingresos del Gobierno Central experimentaron una recuperación incrementándose en un 17% con respecto al año anterior, llegando a 11 927 millones de dólares. Esta variación fue el resultado de incrementos del

4 000

3 000

2 000

1 000

0

-1 000

-2 000

-3 000

Costo de importación Diferencia entre ingresos y costos Ingreso por ventas internas

2 878.0

2 239.1

1 153.7

1 568.9

3 586.0

987.0

-1 890.9

-1 085.4

-2 017.1

2008 2009 2010


Fuente: Banco Central del Ecuador

GRÁFICO 27. Ingresos y egresos por comercialización interna de derivados importados (millones de dólares)

“Se debe destacar que el registro de los ingresos petroleros se modificó a partir de 2008 con la creación de la Cuenta de Financiamiento de Derivados Deficitarios (CFDD), la misma que registra los recursos destinados a la importación de derivados. En 2009 se registraron recursos por 2 541 millones de dólares, mientras que en 2010 se registraron 3 290 millones de dólares.”

Lupa Fiscal

24

Evolución del diferencial entre los costos de importación y los ingresos por venta interna de derivados

Como se analizó en secciones previas, la cantidad de derivados producidos en las refinerías a través de la gerencia de refinería de EP Petroecuador no es suficiente para abastecer la demanda interna, por lo cual es necesario importarlos.

En esta transacción comercial, el precio pagado por los derivados es igual al del mercado internacional, mientras que internamente, estos son comercializados por la gerencia de comercialización de EP Petroecuador a un precio menor. El Estado es el que asume el diferencial entre el precio de compra y venta, cuyos recursos son registrados en la CFDD, antes descrita.

El Gráfico 1 muestra la dinámica de este proceso durante el período 2008 - 2010, en el cual se gastaron

en importación de derivados 2 878 millones de dólares en 2008 (a un precio promedio de 103 dólares por barril), 2 239 millones en 2009 (70 dólares por barril) y 3 586 millones en 2010 (88 dólares por barril) siendo este último el de mayor gasto para el período de análisis. Por otro lado, para este período, los ingresos por concepto de venta interna fueron de 987 millones de dólares en 2008 (a un precio promedio de venta de 35 dólares por barril), 1 154 millones en 2009 (36 dólares por barril) y 1 569 millones en 2010 (38 dólares por barril).

Estas diferencias entre los años 2008, 2009 y 2010 se deben a las variaciones de precios de importación y de venta interna de derivados además de la diferencia entre las cantidades importadas de derivados (28, 32 y 41 millones de barriles en 2008, 2009 y 2010 respectivamente).

Como resultado de esta operación,

este valor fue de 1 891 millones de dólares en 2008, 1 085 millones en 2009 y 2 017 millones en 2010 siendo éste, una medida aproximada de la cantidad de recursos que se destinarían como subsidio para cubrir esta diferencia de precios.

De los derivados importados, durante los años 2009 y 2010, la mayor diferencia entre el costo de importación y los ingresos por concepto de venta interna fue para el diesel (539 y 1 094 millones de dólares respectivamente), seguido por el gas licuado de petróleo (310 y 399 millones) y finalmente para la gasolina (237 y 524 millones).

Gasto del Gobierno Central

Como se analizó previamente, los ingresos del Gobierno Central se encuentran divididos principalmente en petroleros y no petroleros (en su

Fuente: Ministerio de Finanzas

2009: Total = 14 502 millones de dólares 2010: Total = 15 943 millones de dólares

Corriente50%

Corriente51%

Capital38%

Otros12%

Capital39%

Otros10%

GRÁFICO 28. Composición del gasto del Gobierno Central por grupo (porcentajes)

Lupa Fiscal

25

Sector 2009 2010 Tasa de crecimiento

Recursos naturales 135,27 624,82 361,9%

Administrativo 89,76 312,12 247,7%

Ambiente 21,55 70,96 229,3%

Finanzas 1,49 4,08 173,8%

Defensa Nacional 182,16 344,38 89,1%

Salud 165,42 236,6 43,0%

Asuntos del Exterior 6,74 9,25 37,2%

Comercio Exterior, Industrialización 45,48 57,19 25,7%

Bienestar Social 234,73 283,95 21,0%

Trabajo 18,48 19,26 4,2%

Tesoro Nacional 2.458,24 2.480,50 0,9%

Comunicaciones 1.103,92 1.012,16 -8,3%

Turismo 14,85 13,55 -8,8%

Desarrollo Urbano y Vivienda 223,73 200,8 -10,2%

Educación 269,14 223,35 -17,0%

Asuntos Internos 177,97 143,64 -19,3%

Jurisdiccional 15,76 12,37 -21,5%

Legislativo 4,85 2,11 -56,5%

Agropecuario 287,38 110,75 -61,5%

Electoral - 1,35 -

Transparencia y Control Social - 0,46 -

Otros organismos del Estado 3,36 - -

Total 5.460,31 6.163,63

TABLA 3. Evolución del gasto de capital / inversión por sectores: 2009-2010 (millones de dólares)

Fuente: Ministerio de Finanzas

mayoría tributarios). Resulta complejo identificar claramente la manera en que los ingresos de origen petrolero financian actividades o programas específicos ya que, una vez que forman parte del presupuesto del Gobierno Central, se registran bajo la categoría de fuente de financiamiento “recursos fiscales” en la que a la vez se registran los demás ingresos. Los ingresos del Gobierno Central (petroleros y no petroleros) se destinan al financiamiento de gastos del Gobierno Central, los cuales fueron de 14 502 y 15 943 millones de dólares para el 2009 y 2010 respectivamente. Estos gastos se dividen en corrientes, de capital y otros. Los más representativos son los gastos corrientes, que fueron aproximadamente la mitad del total de los gastos del Gobierno Central durante los años 2009 y 2010 (Gráfico 28). El 50% de ellos se repartió de la siguiente manera durante esos años: 32% (aproximadamente) a gastos en personal, 9% a transferencias y donaciones corrientes, 5% a bienes de servicio y de consumo y 4% a gastos financieros.

Por otro lado, alrededor del 40% restante de los gastos del Gobierno Central durante 2009 y 2010 fueron de capital, los cuales se conformaron en un 16% por transferencias y donaciones de capital, 8% en obras públicas, 6% en transferencias y donaciones para inversión, 4% en bienes y servicios para inversión y el 6% restante en otros gastos de capital. Finalmente, el 11% de los gastos del Gobierno se destinó durante ambos años a “otros gastos” que se repartieron, en su mayoría, entre amortización de la deuda pública (10% en 2009 y 6% en 2010) y obligaciones por ventas anticipadas de petróleo (solo registran un 3% en 2010). Asimismo, el gasto de capital e inversión durante el período de

análisis fue de 5 460 millones de dólares en 2009 y de 6 164 en 2010 (Tabla 3). De estos montos totales, se destinó una mayor proporción al tesoro nacional (43% en promedio del total) y al sector comunicaciones (18% en promedio del total). El gasto en capital e inversión restante se destinó según se observa en la Tabla 3, destacando incrementos en el sector de recursos naturales, en la defensa nacional, administrativo, en ambiente y en finanzas.

Respecto a las inversiones en el sector que se registran dentro del PGE, el COPLAFIP en su artículo 59 establece que los planes de inversión del PGE serán formulados por la Secretaría Nacional de Planificación y Desarrollo (Senplades). En este

sentido, es importante incluir en el análisis del gasto, al presupuesto devengado que se destina a inversión en el sector petrolero. Según la Sub Secretaría de Inversión Pública de la Senplades, durante los años 2009 y 2010 se devengaron 3,73 millones de dólares correspondientes a la ejecución de proyectos del sector petrolero. En el año 2009, se devengaron 1,42 millones, los cuales se destinaron al Ministerio de Defensa para investigación en la identificación de potenciales hidrocarburíferos y para el MRNNR por el concepto de “centro de control hidrocarburífero”. Asimismo, en el 2010 se devengaron 2,31 millones de dólares que se destinaron a la Escuela Politécnica del Ejército (ESPOL), al Ministerio de Defensa Nacional, y al MRNNR.

Lupa Fiscal

26

país, debido a la caída del precio del petróleo sufrida a finales de 2008 e inicios de 2009, como consecuencia de la crisis económica internacional. Así, a pesar de que la producción se mantuvo igual en 2009 y 2010, este último año representó una recuperación en los precios de crudo y por ende en los ingresos generados por la actividad. En este período se evidencia que los ingresos petroleros acentúan su importancia para las finanzas públicas del Ecuador, más aún cuando consideramos el registro de los recursos que se destinan a la importación de derivados en la CFDD, que no ingresan directamente a formar parte del Presupuesto General del Estado, pero que constituyen un destino importante de los recursos que genera esta actividad. Los recursos destinados a la CFDD representaron aproximadamente un 6,6% del Producto Interno Bruto en 2010.

Finalmente, se vuelve necesario pensar en un diseño institucional que incluya mecanismos que permitan canalizar los ingresos patrimoniales petroleros hacia el bienestar presente y futuro, es decir incorporar criterios inter-generacionales. De lo contrario, la actual institucionalidad petrolera estaría dirigida a aprovechar el alto precio del crudo y la coyuntura, dejando de lado una estrategia a largo plazo.

que existieron entre la producción privada y pública. Por su lado, el total de producción privada se redujo en un 14% en 2009, respecto a 2008, y 10% en 2010, respecto a 2009. Por otro lado, las empresas públicas (Petroecuador, Petroamazonas y Río Napo) incrementaron su producción en 5% en 2009 con respecto a 2008 y en un 7% en 2010 con respecto a 2009. Estos cambios reflejan la reestructuración de las empresas públicas y la aplicación del nuevo marco contractual establecido en las reformas a la Ley de Hidrocarburos.

El incremento de la producción pública de crudo obedeció, entre otros factores, a la reversión de campos antes operados por empresas privadas, además del inicio de la etapa de explotación de algunos campos (Pañacocha) y de la reestructuración de Petroecuador y Petroamazonas, sumado a la constitución de Operaciones Río Napo en 2008. La reducción de la producción de crudo de las empresas privadas tuvo como causa el cese de operaciones de ciertas empresas (Perenco y Petrobras), además del ambiente de incertidumbre que vivió el país durante los años 2009 y 2010 mientras se negociaba la reestructuración del modelo contractual.

El 2009 representó una reducción en los ingresos petroleros para el

Conclusiones

Durante el período analizado, se ha comprobado la promoción, por parte del Estado, de nuevos mecanismos que le permitan incrementar su participación en la generación y distribución de los ingresos petroleros en un entorno internacional favorable para la producción petrolera. Esto presenta implicaciones en la esfera económica, política y en términos inter-temporales.

En un entorno caracterizado por incrementos sostenidos de los precios del petróleo, durante los años 2008, 2009 y 2010, se buscó una renegociación con las empresas privadas que establezcan un cambio en el modelo contractual, a fin de ser el Estado el mayor partícipe posible de la renta petrolera, asegurándose así mayores ingresos ante eventuales precios elevados. Como ejemplo de estas políticas se puede mencionar a la Ley Reformatoria a la Ley de Hidrocarburos, que como consecuencias generó el cambio de la estructura contractual hacia un sistema de prestación de servicios que reconozca una sola tarifa a las empresas privadas por barril extraído.

La producción petrolera 2009 y 2010 se mantuvo similar en ambos años, lo cual no evidencia los cambios

Referencias

Grupo FARO (2010). “Nuevos esquemas en política petrolera: Monitoreo de la Industria 2008”. Lupa Fiscal No. 2. Quito, Ecuador.

Ministerio de Finanzas. Informe de Transparencia y Rendición de Cuentas 2009.

Ministerio de Finanzas. Justificativo de Ingresos y Gastos de la Proforma del Presupuesto General del Estado 2011. Octubre 2010.

Ministerio de Finanzas. Informe de Ejecución 2010.

Petroecuador. Evaluación de la ejecución Presupuestaria del sistema Petroecuador, período: enero – diciembre 2009.

Petroecuador. Estados Financieros al 31 de diciembre de 2010.

Petroecuador. Informe Estadístico de los años 2008, 2009 y 2010.

Servicio de Rentas Internas. Informe Anual de Labores 2010.

UNICEF, la inversión social en el Presupuesto General del Estado 2011, mayo 2011, Quito, Ecuador.

Lupa Fiscal

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Los lectores pueden reproducir este documento de investigación siempre que se cite la fuente de la siguiente manera: López Peña, J. y Herrera Mera, J. J. (2012). Un giro en la gestión petrolera, monitoreo 2009 - 2010. Lupa Fiscal No. 3. 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 institu-cional de Grupo FARO en el tema analizado.

Agradecimientos:

Grupo FARO agradece los comen-tarios y aportes de Raúl Aldaz que fortalecieron el análisis presentado.

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.

Contáctenos: Gregorio Bobadilla N38-88 y Granda Centeno

[email protected] www.grupofaro.org

la transparencia en la información y el buen uso de los recursos naturales no renovables con la participación del Estado, la sociedad civil y la empresa privada.

Visítenos:

Con el apoyo de

AUTORES: Julio López Peña y Juan José Herrera MeraEDICIÓN Y CORRECCIÓN DE ESTILO: Liseth EstévezDISEÑO GRÁFICO Y PORTADA: Diego Corrales D.DIAGRAMACIÓN: Alejandro Miranda B.

DIRECTOR EJECUTIVO: Orazio Bellettini CedeñoDIRECCIÓN DE INVESTIGACIÓN: Andrea OrdóñezCOORDINACIÓN: María del Carmen PantojaSUPERVISIÓN EDITORIAL: Andrea Zumárraga

Impreso en EcuadorIMPRESIÓN: Soboc GraficN0. de ejemplares:ISBN-978-9942-9859-8-9

Se enfoca en la gestión de los recursos públicos del Estado así como en los aportes del sector privado y de la sociedad civil en cuanto a la provisión de bienes y servicios públicos. Prioriza el análisis del presupuesto público al que entiende como la expresión de las prioridades que establece la sociedad.

En esta edición, se pone la lupa sobre los recursos de la gestión petrolera en Ecuador durante 2009 y 2010. Contiene un análisis de las principales variables de la actividad petrolera pública y privada, y también de la generación y distribución de los ingresos petroleros, incluyendo el Presupuesto General del Estado. El propósito es presentar un insumo para entender los cambios experimentados en este período y contribuir a un diálogo más informado sobre la gestión de los ingresos provenientes del petróleo.

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un giro en la gestión petrolera, monitoreo 2009 - 2010

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