Lupa fiscal 2007, El origen y destino de los ingresos petroleros

Lupa Fiscal
ORIGEN Y DESTINO DE LOS INGRESOS PETROLEROS
CONTENIDO
Introducción
Una mirada general al sector petrolero en el Ecuador
La producción y refinamiento de crudo
Producción total de crudo a nivel nacional 2003 – 2007
Participación de las empresas dentro de la producción de petróleo crudo 2003 - 2007
Producción total nacional de petróleo crudo por provincia
Producción de derivados
Gestión de la exploración y explotación petrolera bajo el esquema de contratos
Contratos entre las empresas privadas y Petroecuador
Contratos de participación y similares
Contratos de prestación de servicios y otro tipo de contratos
Conformación y distribución de la renta petrolera ecuatoriana
Ingresos por exportación de crudo y derivados
Fuentes de ingresos de la renta petrolera
Distribución de la renta petrolera
Petroecuador
Subsidios al consumo interno de derivados
Fondos petroleros
Gobierno Central
La transparencia en el sector petrolero
Conclusiones y recomendaciones
Acrónimos
2
3
4
4
5
5
6
7
7
7
8
9
9
10
11
12
13
14
15
17
18
19
INTRODUCCIÓN
El sector petrolero ha sido de importancia
para la economía y para las finanzas
públicas ecuatorianas por alrededor de
cuarenta años. Durante estas décadas, el
sector ha visto grandes cambios, entre
ellos –por ejemplo– las modificaciones a
las estructuras de las empresas nacionales
y a su marco legal regulatorio, las políticas públicas a su alrededor y el manejo de
los recursos económicos que genera.
Todas estas modificaciones han derivado
en que actualmente el sector petrolero
sea confuso, poco transparente y desconocido para la gran mayoría de ecuatorianos. Por ello, es necesario entregar información a la ciudadanía sobre los aspectos
fundamentales acerca de la estructura y
manejo del sector petrolero. Específicamente, es importante analizar los procesos de generación, administración y distribución de los recursos que genera esta
industria.
Esta Lupa Fiscal pretende apoyar a un
conocimiento más profundo del sector
petrolero. Para ello, se compone de cinco
partes que resumen los principales aspectos de la industria extractiva petrolera
entre el 2003 y el 2007:
2
La primera parte se enfoca en la producción petrolera. Para esto, se considera la
producción de Petroecuador y de las compañías privadas con las que el Estado
tiene contratos.
En la segunda parte se detalla la variedad de formas contractuales existentes
en el sector petrolero para la exploración
y explotación de crudo, aspecto fundamental para ser analizado pues cada tipo
de contrato determina una forma distinta
de manejo de los recursos generados.
En la tercera parte se explica cómo se
administra la renta petrolera ecuatoriana, de qué fuentes proviene y cómo es
manejada por Petroecuador y el Banco
Central del Ecuador. Es decir, resume
cómo la exportación de crudo se convierte en recursos para el Estado ecuatoriano.
La cuarta parte presenta un resumen acerca del nivel de transparencia existente en
las instituciones relacionadas con la
industria petrolera en el país, desarrollado en base a la Ley Orgánica de Transparencia y Acceso a la Información Pública
(LOTAIP).
El sector petrolero ha sido de
importancia para la economía
y para las finanzas públicas
ecuatorianas por alrededor
de cuarenta años.
Ha experimentado grandes
cambios como las
modificaciones a las
estructuras de las empresas
nacionales y a su marco legal
regulatorio, las políticas
públicas a su alrededor y el
manejo de los recursos
económicos que genera.
Finalmente, se recogen varias lecciones
aprendidas de esta investigación sugiriendo en especial cómo mejorar el proceso
de transparencia de la información petrolera.
Lupa Fiscal
UNA MIRADA GENERAL AL SECTOR
PETROLERO EN EL ECUADOR
El proceso petrolero tiene varias fases,
cada una con implicaciones económicas,
sociales y ambientales. En el Gráfico 1 se
presenta una descripción del ciclo del sector petrolero simplificándolo en tres fases,
resumiendo la información para el período
de análisis: 2003-2007. Todos los procesos
que se muestran tienen profunda relación
con políticas públicas no solo del sector
sino también en materia energética y fiscal. Por esto, es importante considerar la
institucionalidad del sector petrolero, es
decir, el conjunto de instituciones públicas,
instrumentos legales y procesos de articulación que determinan su funcionamiento.
En primera instancia (fase 1) se encuentra
la producción de petróleo crudo, que se
desarrolla principalmente en la Amazonía
GRÁFICO 1.
ecuatoriana. Las actividades relacionadas
con esta fase se realizan especialmente
bajo tres modalidades: (i) manejo propio
de Petroecuador a través de Petroproducción, (ii) contratos de participación con
empresas privadas y similares y (iii) otros
contratos de servicios en general.
En la fase 2, la producción obtenida es
fiscalizada y se clasifica según su propietario, sea éste el Estado o la empresa privada. En el caso de los contratos de participación, una parte de la producción es
del Estado, y otra de la compañía. En el
caso de los contratos de servicios, toda la
producción es del Estado, que después
paga a las empresas por sus servicios. En
general, todos estos pagos se realizan en
especie (petróleo). Las empresas privadas, por su lado, exportan todo lo que
generan. Entre los años 2003-2007
Petroecuador obtuvo el 66% de la pro-
ducción y el sector privado el restante
34%1.
En tercer lugar (fase 3), se realiza la comercialización e industrialización, que involucra los procesos de exportación del petróleo crudo y también el procesamiento del
crudo para la obtención de derivados que
a su vez son comercializados, sea en el
mercado internacional o nacional. Los
recursos provenientes de la comercialización de crudos y derivados son repartidos
entre diferentes instituciones y fondos, a
los cuales se les denomina partícipes.
La empresa estatal destinó el 51% de su
producción a exportación de petróleo
crudo y el restante 49% a la refinación para
obtención de derivados. De estos derivados, una parte se destinó a la exportación
(26% entre el 2003-2007) y otra hacia el
consumo interno en el país (74%).
DISTRIBUCIÓN Y DESTINO DE LA PRODUCCIÓN DE CRUDO SEGÚN LAS FASES DEL CICLO PETROLERO 2003 - 2007
(PORCENTAJE)
RENTA
PETROLERA
51%
EXPORTACIÓN
EXPORTACIÓN
26%
PETROECUADOR
PRODUCCIÓN
66%
RENTA
PETROLERA
REFINACIÓN
DERIVADOS
49%
74%
CONSUMO
INTERNO
Fuente: DNH (2003 - 2007)
34%
SECTOR PRIVADO
FASE 1
FASE 2
100%
INGRESOS
EMPRESAS
PRIVADAS
EXPORTACIÓN
FASE 3
3
Lupa Fiscal
LA PRODUCCIÓN Y REFINAMIENTO
DE CRUDO
PRODUCCIÓN TOTAL DE CRUDO
A NIVEL NACIONAL 2003 – 2007
Durante estos cinco años, alrededor de
923 millones de barriles de petróleo crudo
fueron extraídos tanto por el Estado ecuatoriano, representado por Petroecuador a
través de su brazo operativo Petroproducción, así como por las diferentes compañías privadas.
GRÁFICO 2.
PRODUCCIÓN TOTAL DE PETRÓLEO CRUDO 2003 – 2007
(MILLONES DE BARRILES)
MILLONES DE BARRILES
196
194
193
200
187
154
150
100
Este impulso productivo entre ambos años
fue resultado de los incrementos individuales en la producción que tuvieron las
compañías privadas. Así, por ejemplo la
compañía PERENCO tuvo un crecimiento
del 299% en su producción, generando
cinco millones de barriles de crudo adicionales; la compañía OCCIDENTAL por su
parte incrementó su producción en 291%
(20,5 millones de barriles), REPSOL YPF
logró un crecimiento de 57% (6,7 millones
de barriles) y AEC Ecuador hizo lo suyo con
5,6 millones de barriles adicionales (35%
de crecimiento). Juntas estas compañías
aportaron con el 97% del incremento de la
producción entre ambos años.
También es importante mencionar que
desde septiembre de 2003 se iniciaron
operaciones del nuevo Oleoducto de
Crudos Pesados (OCP) para brindar facilidades en el transporte del crudo pesado
que generan varias de las compañías privadas.
50
Fuente: DNH
El Gráfico 2 muestra el nivel de producción de crudo anual durante el período de
análisis. Entre 2003 y 2006 la producción
registró una tendencia al alza, presentando una tasa de crecimiento del 28%. En
estos cuatro años resalta el incremento
dado en la producción entre 2003 y 2004
que significó aproximadamente 39 millones de barriles adicionales (un crecimiento del 25% de un año a otro).
0
2003
2004
Petroecuador se hizo cargo de los campos
petroleros en los que la misma trabajaba,
lo cual en parte causó diferencias importantes en el ritmo normal de explotación
petrolera en el país.
El Gráfico 3 muestra que, a diferencia de
la producción general, la producción promedio diaria de los campos propios de
Petroproducción estaba decayendo continuamente, experimentando una reducción
de 17% entre 2003 y 2007.
En el año 2006, Petroproducción ocupa los
GRÁFICO 3.
2005
2006
campos de OXY, lo cual incrementó su producción promedio diaria a 278 mil barriles
por día (cuando sus campos propios producían 188 mil barriles diarios), es decir un
incremento de 89 mil barriles diarios gracias a la absorción de los campos ex – OXY.
Sin embargo para el año 2007, la producción promedio diaria de Petroproducción
disminuyó a 258 mil barriles diarios (un
7% menos que en 2006), lo cual afectó en
términos generales a toda la producción
nacional de petróleo crudo como se mencionó anteriormente.
PRODUCCIÓN PROMEDIO DIARIA DE PETROPRODUCCIÓN
(BARRILES DIARIOS)
BARRILES DIARIOS
290.000
277.916
Petroproducción más OXY
Petroproducción
270.000
258.464
250.000
Para el año 2007, la tendencia creciente
de los años anteriores cambia y se produce una caída de más de nueve millones de
barriles en comparación al año 2006, es
decir un decrecimiento del 5% en el lapso
de un año. Esta caída se debe especialmente a la reducción en la producción de
Petroproducción, que significó 6,5 millones de barriles menos.
2007
230.000
210.000
204.149
196.755
188.028
190.000
194.459
Es importante mencionar que luego de la
declaratoria de caducidad del contrato de
la
empresa
OCCIDENTAL
(OXY)2,
4
170.291
150.000
2 003
2004
2005
2006
2007
Fuente: DNH
170.000
Lupa Fiscal
PARTICIPACIÓN DE LAS EMPRESAS
DENTRO DE LA PRODUCCIÓN
DE PETRÓLEO CRUDO 2003 - 2007
GRÁFICO 4.
PARTICIPACIÓN DE LAS COMPAÑÍAS EN LA PRODUCCIÓN TOTAL
DE PETRÓLEO CRUDO 2003 – 2007 (PORCENTAJE)
Durante el período de análisis, Petroproducción ha sido la principal compañía productora de petróleo en el país, ya que ha
obtenido de los campos petroleros a su
cargo el 35% de la producción total entre
2003 y 2007.
A continuación se encuentran tres compañías privadas, REPSOL YPF con un 10%,
AEC Ecuador (que desde el año 2007
toma la denominación de Andes
Petroleum) también con un 10% y la compañía italiana AGIP OIL con un 5% de la
producción total generada en el período.
Las compañías mencionadas concentraron
el 74% de la producción de crudo entre
2003 y 2007, siendo el 26% restante producido por otras compañías cuya participación individual es mucho menor como
CITY, CNPC, PERENCO entre otras.
PRODUCCIÓN TOTAL NACIONAL
DE PETRÓLEO CRUDO POR PROVINCIA
Es importante realizar un análisis territorial de la producción de petróleo crudo
para establecer cuáles son las provincias
de donde se extrae este recurso, cuya
explotación desde la década de los 70 se
ha convertido en generadora fundamental
de recursos fiscales para el Estado.
Para lograr este análisis se ha localizado
cada uno de los campos de donde se
extrajo petróleo entre 2003 y 2007, sea a
través del aparato nacional o mediante las
empresas privadas. Cada campo fue ubicado dentro de una provincia cuando así
PETROPRODUCCIÓN
35%
OTRAS
26%
OCCIDENTAL
8%
AGIP OIL
ECUADOR
5%
Fuente: DNH
Como se mencionó anteriormente, luego
de la caducidad del contrato de OXY,
Petroproducción tomó a su cargo los campos de dicha compañía ubicados en el llamado Bloque 15. Sin embargo, si esto no
se hubiese dado, OXY sería la segunda
compañía con la mayor producción de
petróleo crudo, ya que entre 2003 y el
mes de mayo de 2006 generó el 8% de la
producción total nacional. Petroproducción, una vez absorbidos los campos de
OXY, produjo un 6% adicional de producción de crudo (de mayo 2006 a diciembre
2007). Esto quiere decir que si el contrato con OXY no se hubiera anulado, esta
compañía habría generado aproximadamente el 14% de la producción nacional
entre 2003 y 2007 (Gráfico 4).
AEC ECUADOR/
ANDES PETROLEUM
10%
lo permitía la información, no obstante
existen algunos yacimientos petroleros
que se encuentran justamente en los límites provinciales, haciendo imposible establecer exactamente a qué provincia
corresponde tal producción.
En la Tabla 1 se muestra la división de la
producción total del período según las
provincias de donde se obtuvo el crudo.
La provincia de Orellana constituye la
principal generadora del crudo nacional,
ya que sin tomar en cuenta la producción
conjunta que tiene junto a otras provincias como Sucumbíos, Napo o Pastaza,
más de la mitad del petróleo total producido proviene de ella.
PEPSOL YPF
10%
PETROECUADOR
EX- OCCIDENTAL
BLOQUE 15
6%
De igual manera, de la provincia de
Sucumbíos individualmente se obtuvo el
35% de la producción nacional de petróleo crudo en el período, lo que la sitúa en
un segundo lugar.
Además de las provincias amazónicas, la
reciente provincia de Santa Elena tiene
también producción petrolera, pero la
misma es muy marginal como se observa
en la tabla.
Es evidente que la Amazonía Norte del
país ha sido hasta la fecha la principal
zona de donde se ha obtenido crudo. Sin
embargo, es importante mencionar que
existen campos petroleros ubicados a lo
TABLA 1. PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO CRUDO SEGÚN PROVINCIA 2003 - 2007
PROVINCIAS
ORELLANA
SUCUMBIOS
PASTAZA
ORELLANA / SUCUMBÍOS
NAPO
ORELLANA / PASTAZA
ORELLANA / NAPO
SANTA ELENA
TOTAL
MILLONES DE BARRILES DE CRUDO
474,0
321,3
50,7
36,2
19,8
9,2
8,1
3,6
922,8
%
51,4%
34,8%
5,5%
3,9%
2,1%
1,0%
0,9%
0,4%
100,0%
Fuente: DNH
5
Lupa Fiscal
GRÁFICO 5.
MAPA DE PRODUCCIÓN PETROLERA EN ECUADOR
(MILLONES DE BARRILES)
largo de toda la región amazónica del
Ecuador, los cuales aún no han sido
explotados por diversas razones como
falta de infraestructura, impactos ambientales, niveles de rentabilidad, calidad del
crudo, entre otras. Estas condiciones
podrían cambiar con el paso del tiempo y
eventualmente se podría extraer de estas
zonas.
321,3
474,0
Sucumbíos
36,2
Fuente: DNH
19,8
8,1
Napo
Orellana
Orellana es la provincia de
la cual se extrae la mayor
cantidad de petróleo a nivel
nacional.
9,2
50,7
Santa Elena
Pastaza
3,6
Existe producción de petróleo
en los límites de algunas
provincias amazónicas,
por lo cual es difícil definir
exactamente su localización.
PRODUCCIÓN DE DERIVADOS
GRÁFICO 6.
Además de la producción, la refinación de
crudo es otra de los labores de
Petroecuador. Para ello se dispone de
cinco refinerías: Esmeraldas, Libertad,
Amazonas, Lago Agrio y Shushufindi. Entre
el 2003 y el 2007, se produjeron 254
millones de barriles de derivados de 18
tipos, de los cuales se destacaron por
orden de importancia: Fuel Oil, Diesel,
Gasolina Extra, Gasolina Super y Gas
Licuado de Petróleo (GLP). En promedio
durante el periodo estudiado cerca de 51
millones de barriles fueron producidos por
año. Como se observa en el Gráfico 6, el
año 2006 se destaca por ser el de mayor
producción con 53 millones de barriles
creciendo 13% con respecto al 2005 (el
año de menor desempeño).
PRODUCCIÓN DE DERIVADOS EN REFINERIAS Y PLANTAS
(MILLONES DE BARRILES)
53
53
MILLONES DE BARRILES
52
52
51
51
50
50
49
48
47
47
Fuente: DNH
46
45
44
2003
6
2004
2005
2006
2007
En este contexto, 74 de cada cien barriles
generados de derivados se destinaron en
estos cinco años a consumo interno en el
Ecuador (187 millones de barriles) y los
restante 26 barriles son dedicados a
exportación (67 millones de barriles). Así,
lo comercializado en el exterior fue una
importante parte de la renta petrolera
como se verá a continuación.
Lupa Fiscal
GESTIÓN DE LA EXPLORACIÓN
Y EXPLOTACIÓN PETROLERA BAJO
EL ESQUEMA DE CONTRATOS
TABLA 2. DESCRIPCIÓN DE LOS CONTRATOS DE PARTICIPACIÓN Y SIMILARES
TIPO DE CONTRATO
Participación
CONTRATOS ENTRE LAS
EMPRESAS PRIVADAS Y PETROECUADOR
Para explicar cómo se realiza la distribución
de la producción petrolera en el país es
importante referirse a la Ley de Hidrocarburos que determina a Petroecuador como
el protagonista en la producción de crudo y
le permite realizar actividades de exploración o explotación de forma independiente
o a través de contratos con empresas privadas. Así, los contratos entre las diferentes
empresas privadas y Petroecuador, establecen las obligaciones de cada parte para la
exploración y explotación de bloques y
campos petroleros. Las rondas de licitación
internacional fueron el principal proceso utilizado para la adjudicación de bloques
petroleros a empresas privadas. Se realizaron ocho rondas de licitación en el período
comprendido entre 1984 y 2002.
En este contexto, la producción estuvo
mayoritariamente (48%) a cargo de
empresas privadas bajo la modalidad de
contratos de participación. Por su parte,
Petroproducción, filial de Petroecuador,
produjo independientemente el 41% de la
producción nacional durante el período
GRÁFICO 7.
Gestión compartida
(o Convenio de
Exploración Unificada)
Campos marginales
DESCRIPCIÓN
En este tipo de contrato de riesgo la empresa se compromete con el
Estado a explorar y explotar el área del contrato, realizando por su cuenta y riesgo todas las inversiones y otros gastos requeridos. Se establecen
porcentajes de participación sobre la producción entre la empresa y el
Estado, dependiendo de la producción promedio diaria y la calidad del
petróleo. De la participación la empresa recupera sus costos.
Estos convenios se llevan a cabo cuando un yacimiento se encuentra entre
dos áreas concesionadas bajo contratos de participación. En el caso ecuatoriano, el convenio es entre Petroecuador y compañías privadas. Al igual
que en el contrato de participación, Petroecuador y las compañías participan en la producción según los parámetros establecidos en el convenio.
En estos contratos se faculta a la empresa a explorar y explotar campos
marginales. Se consideran campos marginales a aquellos alejados de la
infraestructura de Petroecuador, que tiene crudo pesado, requieren técnicas de recuperación muy costosas o su producción no representa más del
1% de la producción nacional. Tienen características similares a los contratos de participación en cuanto a que la producción se divide entre
Petroecuador y las empresas. En general, estos campos tenían producción
antes de ser adjudicados.
Fuente: Ley de Hidrocarburos, Contratos Petroleros
2003-2007. El restante 11% se produjo
bajo contratos de servicios3.
El Gráfico 7 resume la evolución de la producción asociada a cada tipo de contrato
y la producción que está a cargo de
Petroproducción incluyendo la unidad del
Bloque 15. Esto explica que en 2006 y
2007, la producción estatal se incremen-
tó4. Por la misma razón, cae la producción
llevada a cabo mediante contratos de participación (como el que mantenía OXY).
Los otros tipos de contratos tienen una
importancia menor, y mantienen la misma
producción promedio durante el período
2003-2007.
CONTRATOS DE PARTICIPACIÓN
Y SIMILARES
EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN POR TIPO DE CONTRATO
(MILLONES DE BARRILES)
A lo largo del documento, la categoría de
contratos de participación agrupa a bloques bajo tres modalidades contractuales
descritas en la Tabla 2.
MILLONES DE BARRILES
100
A partir de 1993, los contratos de participación se vuelven los más usuales.
Durante el período 2003-2007 existen
quince contratos de este tipo para explotación de crudo, (incluyendo al contrato
anulado del bloque 15 de OXY), que se
han adjudicado entre doce empresas
(Tabla 3). Cuatro de estas compañías tienen convenios operacionales de explotación unificada en bloques que están en el
límite entre un bloque licitado en contrato
de participación y el área de Petroecuador.
Finalmente, cuatro empresas tienen contratos de campos marginales.
80
60
Petroecuador
Contratos de participación
Contratos de servicios
40
Fuente: DNH
20
0
2003
2004
2005
2006
2007
En estos contratos, la participación del
Estado en la producción se calculaba originalmente considerando los niveles de
producción de los diferentes bloques y la
calidad del crudo de cada campo. En el
caso de los de participación, a medida
que aumenta la producción del bloque,
7
Lupa Fiscal
TABLA 3. COMPAÑÍAS SEGÚN CONTRATO DE PARTICIPACIÓN
incrementa la participación del Estado.
Adicionalmente, si la calidad del crudo es
inferior a 25° API5, se le compensa a la
empresa; a medida que la calidad decae
(menos grados API), la compensación para
las empresas aumenta. En los contratos de
campos marginales, existe una curva base
de producción, que es la producción del
campo antes de la adjudicación. Esta producción, es propiedad del Estado y a cambio la empresa privada recibe un pago,
acordado en el contrato. A partir de esa
curva, la producción es compartida entre el
Estado y la compañía. A diferencia de los
contratos de participación, a medida que
aumenta la producción, aumenta la participación de la empresa6.
CONTRATOS DE PARTICIPACIÓN
CONTRATOS DE PARTICIPACIÓN
Compañía
Burlington*
CGC*
City Oriente
CNPC
Ecuador TLC
Petrobras*
Tripetrol*
Andes Petroleum Ecuador Ltd.
Canadá Grande
Encana Ecuador
Perenco
Repsol YPF
Y SIMILARES SEGÚN COMPAÑÍA Y COBERTURA
CONVENIOS OPERACIONALES DE EXPLOTACIÓN UNIFICADA
Bloque
Compañía
Campo
24
Andes Petroleum
Fanny 18-B y Mariann 4-A
23
Ecuador Ltd.
27
Perenco
Coca-Payamino
11
Repsol YPF
Bogui-Capirón
18
Ecuador TLC
Palo Azul
31
Campos Marginales
28
Compañía
Campo
Tarapoa
Bellwether
Charapa
1
Petrobell
Tigüino
14 y 17
Petróleos Sudamericanos Palanda, Yuca Sur y Pindo
21 y 7
16
Tecpecuador
Bermejo
Fuentes: DNH (2007) * Contratos en fase de exploración
A partir de 2006, se realizan modificaciones
a la distribución de la producción entre las
partes, para considerar las variaciones de
precios, además del nivel de producción y
la calidad del crudo. La primera reforma
realizada7 determinó que al menos 50% de
los ingresos adicionales por aumento en
los precios del petróleo será del Estado. Un
segundo cambio hizo que la participación
del Estado sobre los ingresos adicionales
sea del 99%8. La reforma final determina
que la participación del Estado sobre los
ingresos extraordinarios será de 70%9.
Así, del total de la producción en contratos
de participación entre el 2003 y 2007, el
27% de la producción fue participación del
Estado, mientras que el 73% fue de las
empresas privadas (Gráfico 8). Esta proporción cambia dependiendo de cada contrato. En el caso de los campos marginales, el
64% de la producción es del Estado ya que
la mayoría de campos habían sido explotados anteriormente y requirían menor inversión. La distribución también varía entre
los contratos de participación: el contrato
de Ecuador TLC del bloque 18 es el que
mayor participación tiene para el Estado
(50%), mientras que los de menor partici-
8
DISTRIBUCIÓN DE LA
PRODUCCIÓN BAJO
CONTRATOS DE
PARTICIPACIÓN ENTRE EL
ESTADO Y LAS EMPRESAS
PRIVADAS 2003-2007
(PORCENTAJE)
Petroecuador
27%
Empresas
privadas
73%
Fuente: DNH (2003-2007)
Originalmente, la Ley de Hidrocarburos
establecía el pago de regalías por parte de
las empresas. Sin embargo, en los contratos de participación las empresas no pagan
regalías adicionales a la participación del
Estado. Una modificación a la ley, el artículo 49, establece que: “En los contratos de
participación para la exploración y explotación de hidrocarburos, de la participación
del Estado en la producción del área del
contrato, se destinará el porcentaje equivalente a las regalías que corresponda a los
partícipes.” Es decir, el concepto de regalías se incorpora en la participación de
Estado descrita anteriormente.
GRÁFICO 8.
pación son los contratos con Encana y City
Oriente y Canadá Grande (entre 13 y 14%)10.
CONTRATOS DE PRESTACIÓN DE
SERVICIOS Y OTRO TIPO DE CONTRATOS
Los contratos de prestación de servicios
fueron, originalmente, los más comunes
cuando se comenzó a licitar campos, en la
década de los setenta. La principal característica de estos contratos es que el
crudo es completamente propiedad del
Estado, quien paga a las empresas petroleras por los servicios de exploración y
explotación, siempre y cuando exista producción (Tabla 4).
La mayoría de estos contratos se cambiaron por contratos de participación, a
excepción del Bloque 10 a cargo de AGIP
que durante el período seguía teniendo
esta modalidad. Sin embargo, existen
otras modalidades de contratos que tienen la misma lógica, es decir, todo el
crudo es de propiedad del Estado, que
paga a las empresas por los servicios
TABLA 4. DESCRIPCIÓN DE CONTRATOS DE SERVICIOS
TIPO DE CONTRATO
Prestación
de servicios
Alianza operativa
DESCRIPCIÓN
En el contrato de prestación de servicios, las empresas se comprometen a
realizar con sus propios recursos (inversión en equipos, maquinaria y tecnología) los servicios de exploración y explotación establecidos en el contrato. En este caso, la producción es propiedad del Estado, y se le reconoce a la empresa la inversión, los costos y una utilidad siempre y cuando se encuentren hidrocarburos.
En las alianzas operativas, empresas privadas invierten y desarrollan campos de Petroecuador. Las empresas privadas recuperan sus costos e inversiones a través de la producción incremental que se obtiene del campo.
En la mayoría de casos estos campos estaban en operación bajo la empresa estatal antes de ser adjudicados en este tipo de contrato.
Fuentes: Ley de Hidrocarburos, Petroecuador.
Lupa Fiscal
TABLA 5. COMPAÑÍAS SEGÚN CONTRATOS DE SERVICIOS
TIPO DE CONTRATO
PRESTACIÓN DE SERVICIOS
ALIANZAS OPERATIVAS
EMPRESA
AGIP
DYGOIL
SERVICIOS ESPECÍFICOS
ESPOL
REPSOL YPF
SIPEC
SERVICIOS ESPECÍFICOS PARA
EL DESARROLLO Y PRODUCCIÓN
DE PETRÓLEO
BLOQUE O CAMPO
BLOQUE 10
ATACAPI Y PARAHUACU
VICTOR HUGO RUALES
GUSTAVO GALINDO (BLOQUE 2)
TIVACUNO
MAURO DAVALOS CORDERO
PARAISO, BIGUNO, HUACHITO
Fuente: DHN (2007).
CONFORMACIÓN Y DISTRIBUCIÓN
DE LA RENTA PETROLERA
ECUATORIANA
prestados, en especie o en dinero. La
Tabla 5 muestra las cinco empresas con
contratos de servicios y los bloques o
campos que manejan. Los términos específicos de estos contratos (a excepción del
contrato del Bloque 10) son poco claros,
pues los contratos no son públicos11.
INGRESOS POR EXPORTACIÓN
DE CRUDO Y DERIVADOS
La producción hidrocarburífera (explotación de crudo y refinación de derivados)
perteneciente al Estado ecuatoriano es la
principal fuente de renta petrolera. Los
montos recaudados por renta petrolera
por tanto dependen del precio al que el
barril de crudo ha sido efectivamente
exportado y de la cantidad de barriles
despachados.
Como se mencionó anteriormente, en
estos contratos de servicios y otros similares, las empresas reciben pagos de
Petroecuador por los servicios prestados.
La empresa pública registra los costos de
producción de las diferentes modalidades en sus estados financieros y de esta
forma repone el costo asumido por la
empresa contratada. La Tabla 6 registra
los costos asociados con cada contrato
para el 2007, siendo los mismos distintos para cada contrato, pues cada arreglo
es diferente.
GRÁFICO 9.
TABLA 6. COSTOS DE PRODUCCIÓN DE
RELACIONADOS A CONTRATOS
DE SERVICIOS (DÓLARES)
El Gráfico 9 resume estas dos variables. Por
un lado, el precio del crudo ecuatoriano,
pasó de un promedio de 26 dólares por
barril en 2003, a más del doble (60 dólares) en 2007. En cambio, el volumen de
crudo exportado se incrementó hasta el
2006, y se redujo en 2007, principalmente
por una reducción en la producción12. En
estos cinco años un total de 293 millones
de barriles fueron exportados.
Petroecuador, a diferencia de las empresas privadas, no solo exporta crudo sino
también derivados. El total exportado de
derivados fue de 67 millones de barriles
entre el 2003 y el 2007. Esto representa a
penas la cuarta parte de la exportación de
crudo. Como se observa en el Gráfico 10,
el incremento del volumen exportado
entre el 2003 y el 2007 no es tan significativo como el aumento registrado en el
precio de exportación que pasa de 25
dólares a 56 dólares. Sin embargo, estos
precios son similares a los precios del
crudo, debido a que el Ecuador exporta,
en general, residuos. Si el Ecuador desarrollara mejores capacidades para refinar
crudo, los ingresos por este concepto serían mucho más altos.
EVOLUCIÓN DE LOS BARRILES EXPORTADOS DE CRUDO Y PRECIO
DE VENTA (MILLONES DE BARRILES Y DÓLARES)
72
MILLONES DE BARRILES
DÓLARES
70
67
Barriles exportados
EMPRESA
AGIP
Repsol (Tivacuno)
ESPOL
SIPEC
Alianzas Operativas
COSTOS POR BARRIL
(DÓLARES)
30
25
54
17
9
50
Precio crudo
60
54
50
50
40
50
Fuente: Petroecuador (2007)
40
30
20
20
Fuentes: DNH, BCE
El Estado ecuatoriano es
la principal fuente de renta
petrolera. Los montos
recaudados por renta
petrolera dependen del
precio al que el barril de
crudo ha sido efectivamente
exportado y de la cantidad
de barriles despachados.
30
10
10
0
2003
2004
2005
2006
2007
9
Lupa Fiscal
GRÁFICO 10. EVOLUCIÓN
DE LOS BARRILES EXPORTADOS DE DERIVADOS
Y SU PRECIO DE VENTA (MILLONES DE BARRILES Y DÓLARES)
Barrriles exportados
14
14
15
Precio derivados
MILLONES DE BARRILES
FUENTES DE INGRESOS DE
LA RENTA PETROLERA
Además de los ingresos de exportación
generados por Petroecuador, existen otras
funciones que realiza la empresa estatal y
de las cuales también se obtiene parte de
la renta petrolera. Entre estas está el
manejo del diferencial de calidad que
implica un pago en barriles que hacen las
empresas privadas por el mejoramiento
de su crudo que al ser transportado por el
oleoducto es mezclado con el de
Petroecuador, que es de mejor calidad.
DÓLARES
14
60
13
12
12
50
10
40
80
30
60
10
20
0
0
2003
2004
Los ingresos por exportación
de crudo y derivados durante
el período 2003-2007
alcanzaron los 14.223
millones de dólares.
2005
2006
Fuentes: DNH, BCE
20
40
2007
De esta manera, los ingresos por exportación de crudo y derivados durante el período 2003-2007 alcanzaron los 14.223
millones de dólares. Cabe destacar que
hubo una tendencia creciente hasta el año
2006, la que se revirtió en 2007 cuando
se dio un decrecimiento del 8% (331
millones de dólares) como se puede
observar en el Gráfico 11.
POR EXPORTACIÓN DE CRUDO Y DERIVADOS 2003-2007
(MILLONES DE DÓLARES)
4.311
MILLONES DE DÓLARES
3.968
4.000
3. Fondo de Desarrollo de las Provincias
de la Región Amazónica: Este fondo
recibe un gravamen por cada servicio
facturado a Petroecuador o a sus filiales en la región amazónica. Las empresas extranjeras pagan el 4,5% de lo
facturado y las empresas nacionales el
2,5% (Ley 122)16. El fondo se distribuye
equitativamente entre los gobiernos
seccionales amazónicos.
3.500
3.000
2.597
2.500
2.017
2.000
1.500
1.334
1.000
Fuente: BCE
500
0
2003
10
2004
2005
1. Fondo para el Ecodesarrollo Regional
Amazónico: Este fondo recibe un gravamen por cada barril de crudo producido
y comercializado. Comenzó siendo diez
centavos de dólar por barril, ahora es de
un dólar por barril. Este fondo se distribuye entre todos los gobiernos seccionales amazónicos (Leyes 10 y 2014).
2. Rentas sustitutivas: Es un monto por
cada barril de crudo transportado por el
Sistema de Oleoducto Transecuatoriano
(SOTE). La Ley 4015 establece un gravamen de cinco centavos de dólar para
compensar a las provincias de Napo,
Esmeraldas y Sucumbíos por el paso del
oleoducto. Ahora, las rentas se distribuyen equitativamente entre los gobiernos
seccionales de Napo, Esmeraldas,
Sucumbíos, Orellana y Pastaza.
GRÁFICO 11. INGRESOS
4.500
Por su parte, las empresas (Petroecuador
y las privadas) también aportan a la renta
petrolera a través del cumplimiento de
leyes específicas. Cuando se habla de la
renta provista por las aportaciones directas de las empresas tres son las fuentes13
a tomarse en cuenta:
2006
2007
El Gráfico 12 resume las diferentes fuentes
de ingresos para la renta petrolera. Por
una parte, están los ingresos por exportación: las exportaciones de la producción
de Petroecuador, las exportaciones de los
contratos de participación17, y las exportaciones de los contratos de servicios en
general18. Entre el 2003 y el 2007, las ope-
Lupa Fiscal
GRÁFICO 12.
MILLONES DE
DÓLARES
RENTA PETROLERA SEGÚN
FUENTE DE INGRESOS
2003-2007
(MILLONES DE DÓLARES)
DISTRIBUCIÓN DE LA RENTA PETROLERA
El proceso de liquidación de los recursos
de la renta petrolera lo realiza el Banco
Central, de acuerdo a la Ley 45 de
Petroecuador que en su artículo 16 establece que los ingresos provenientes de
cada transacción de exportación de crudo y
derivados son liquidados y distribuidos por
esta institución. El Banco Central del
Ecuador ha realizado esta labor desde inicios de los años setenta convirtiéndose en
una organismo clave en el manejo de recursos públicos provenientes del petróleo. Sin
embargo, esta información no es difundida
por estar sujeta al sigilo bancario.
6.149
6.000
5.491
5.000
4.000
La renta petrolera se distribuye, inicialmente entre veintiocho partícipes pero llega a
cerca de cien instituciones adicionales.
Para simplificar esta distribución, se han
clasificado a los partícipes en ocho grupos:
3.000
2.588
• Fondos petroleros,
• Gobierno central,
• Petroecuador, y el presupuesto
de inversiones petroleras
• Entidades autónomas,
• Sector público financiero,
• Organismos privados,
• Gobiernos seccionales,
Imposiciones
al sector privado
Otros servicios
0
Participación
1.000
Petroecuador
GRÁFICO 13. DISTRIBUCIÓN
Por ejemplo, en el caso de los fondos petroleros, estos tienen mecanismos de distribución específica, como se analizará a continuación, mientras los fondos para los gobiernos seccionales eventualmente se entregan a
municipios y consejos provinciales. Además,
como se mencionó anteriormente, existen
gravámenes – adicionales a las liquidaciones
por exportaciones – que pagan directamente
Petroecuador y las empresas privadas. Estos
recursos se destinan principalmente a gobiernos seccionales, particularmente amazónicos.
Como resultado, la distribución petrolera
durante el período analizado es confusa, y
manejada en gran parte fuera del presupuesto. La reciente Ley para la Recuperación en el Uso de los Recursos Petroleros
del Estado y la Racionalización Administrativa de los Procesos de Endeudamiento
aprobada en 2008 es un intento por simplificar este proceso.
DE LA RENTA PETROLERA
128
Gobiernos Seccionales
SRI
raciones de Petroecuador de manera independiente (esto incluye exportación de
crudo y derivados) aportaron 6.149 millones de dólares, es decir, un poco más de
cuatro de cada diez dólares de renta
petrolera fueron generados por esta compañía. De este monto, el 58% provino de
la exportación de crudo y el restante 42%
de la exportación de derivados.
La siguiente categoría corresponde a los
ingresos generados por compañías privadas mediante sus contratos de participación y que aportaron el 38% de la renta
petrolera (5.491 millones de dólares) en el
periodo mencionado. Adicionalmente, los
ingresos correspondientes a otros contratos de servicios (alianzas operativas, prestación de servicios y servicios específicos)
contribuyeron el 18% del total, es decir,
2.588 millones de dólares. Finalmente, está
lo entregado por las empresas privadas de
acuerdo a las tres leyes mencionadas anteriormente; esto es aproximadamente 128
millones de dólares en los cinco años19.
Fondo
ECODES
P.I.P
Petroecuador
Banco
Central
Min.
Trabajo
Policía
Nacional
ECORAE
FAC
CEREPS
MOP
FONAFOR
IECE
BEDE
Instituciones
In
nstitucioness Autónomas
Autó
Autónomas
Fondos Petroleros
ISSFA
MSP
FEDES
Sector Público Financiero
BEV
Presupuesto del Gobierno Central
FODESEC
Gob.
Locales
Empresas privadas
Ingresos por
exportaciones
ESPOL
CORPECUADOR
HJDN
Escuelas
Politec.
Fondo
Solidaridad
FOVIAGRO
FEISEH
Instituciones
stituc
Privadas
Fuente: BCE
Fuentes: Petroecuador, MF
2.000
Esta clasificación busca simplificar un proceso de distribución complejo que se resume en el Gráfico 13. En la práctica, la distribución de los recursos a los veintiocho partícipes iniciales no se refiere necesariamente a instituciones, sino a cuentas que el
Banco Central utiliza para la distribución.
Por tanto, no muestra necesariamente el
receptor y el uso final de la renta petrolera.
Min.
Ambiente
FONASA
MIDUVI
FEP
Univers.
Privadas
INNFA
CORPEI
11
Lupa Fiscal
GRÁFICO 14. MARCO
LEGAL PARA LA DISTRIBUCIÓN DE LA RENTA PETROLERA
de los noventa; segunda, que los fondos
de ahorro petrolero no aparecen sino
hasta finales de los noventa.
BEDE
Junta de Defensa Nacional
IECE
ISSFA
FOVIAGRO
INNFA
Fondo de Ecodesarrollo
Pago de la deuda
Rentas sustitutivas
Ministerio de Salud
CORPEI
Fondo Des. Amaz.
CORPECUADOR
Universidades y Esc. Politécnicas FONASA
FODESEC
Provincia Esmeraldas
Fondos Petroleros
ESPOL
PIP
FONAFOR
Gobierno Central
AÑOS 1975
1980
1985
1990
1995
2000
puede observar que el marco legal que se
utilizó para la distribución de la renta
petrolera en el período 2003-2007, incluye leyes que fueron aprobadas desde
1977. A partir de ese año, se fueron creando, y cambiando los partícipes. Así,
algunos de los montos distribuidos a
estos partícipes, especialmente los que
están basados en un marco legal antiguo,
perdieron su valor real después de la
dolarización. Aunque es visible la falta de
política durante la distribución de la renta
petrolera, se destacan dos tendencias: primera, el fortalecimiento de la participación de los gobiernos seccionales a inicios
La distribución de la renta petrolera
durante el periodo de análisis no respondió a prioridades de política pública, sino
a un marco legal desactualizado, que en
su momento respondió a necesidades o
demandas coyunturales. El Gráfico 14
muestra una línea de tiempo de cuándo
entran en vigencia las leyes que establecen los partícipes de la renta petrolera. Se
GRÁFICO 15. DISTRIBUCIÓN
DE LOS
INGRESOS POR
EXPORTACIÓN DE PETRÓLEO
2003-2005 (PORCENTAJE)
Fuentes: Leyes de creación de cada partícipes, BCE.
Banco de la Vivienda
Entre 2003 y 2005, el 37% del total de la
renta petrolera se dirigió a los fondos
petroleros. El siguiente receptor por importancia fue el gobierno central que recibió
el 37%, Petroecuador por su parte percibió
el 19% y el restante 4% se distribuyó entre
las entidades autónomas, el Presupuesto
de Inversiones Petroleras, el régimen seccional autónomo, organismos privados y
entidades financieras (Gráfico 15).
PETROECUADOR
Petroecuador es un partícipe importante
de la renta petrolera, pues debe cubrir los
costos de sus operaciones de exploración
y explotación. Según la Ley de Petroecuador, los costos de la empresa estatal son
determinados entre la Dirección Nacional
de Hidrocarburos y el Ministerio de
Finanzas. El Gráfico 16 muestra los costos
operacionales de Petroecuador: es decir
los recursos para el funcionamiento de la
empresa en cuanto a sus actividades básicas, exceptuando la importación de derivados. El mayor incremento de los costos
se registra en el año 2007, en parte por la
caducidad del contrato con OXY. Ese año,
el 16% de los gastos (222 millones de
dólares) se destinaron al funcionamiento
del bloque 15.
La renta petrolera dirigida a la empresa
petrolera (aproximadamente el 19 % del
Fondos
petroleros
37%
Petroecuador
19%
Entidades
financieras
0,002%
Org. Privada
0,05%
Régimen seccional
0,4%
12
Entidades autónomas
4%
Presupuesto de inversiones
petroleras
3%
OPERACIONALES DE PETROECUADOR
(MILLONES DE DÓLARES)
MILLONES DE DÓLARES
1.403
1.400
1.200
1.034
1.000
817
800
639
681
600
400
200
Fuente: MF
Gobierno Central
37%
Fuente: Distribución de ingresos obtenidos por las exportaciones de hidrocarburos, BCE 2006
GRÁFICO 16. GASTOS
0
2003
2004
2005
2006
2007
Lupa Fiscal
Para las inversiones en el sector petrolero, la Ley de Petroecuador establece el
Presupuesto de Inversiones Petroleras
(PIP) financiado con un porcentaje de los
ingresos por las diferentes actividades de
Petroecuador. La ley establece que al
menos 40% de los recursos se destinen a
inversiones de exploración y producción.
Aunque la ley establece que este presupuesto sea manejado por la empresa estatal, en los últimos años, ha sido gestionado por el Ministerio de Finanzas20. Por
esto, en la práctica, Petroecuador compite
con los otros sectores del gobierno por
sus presupuestos. Esto ha significado que
las inversiones de Petroecuador sean bajas
y como resultado, baje la productividad de
sus campos petroleros (Gráfico 3)21.
SUBSIDIOS AL CONSUMO
INTERNO DE DERIVADOS
Como se dijo previamente, parte de la
producción petrolera es industrializada en
las refinerías nacionales, y una parte de
estos derivados del petróleo son para el
consumo interno para los sectores industriales, de transportación y doméstico
entre otros. Los tres principales derivados
en el mercado interno son: gasolina, diesel y gas licuado de petróleo (GLP). Sin
embargo, la producción interna, no logra
cubrir las necesidades de derivados por lo
que el Estado, a través de Petroecuador,
importa derivados para el mercado interno. Estos derivados se venden a un precio
inferior al del mercado internacional, es
decir, son subsidiados22.
Los subsidios a los derivados no son
registrados directamente en el presupuesto del Estado o en el de Petroecuador, y
se diluyen en la diferencia de los ingresos
por comercialización interna y los gastos
por importación de derivados que realiza
Petroecuador. Sin embargo, al estar registrado en los costos de Petroecuador,
estos subsidios se financian directamente
con recursos de las exportaciones petroleras.
TABLA 7. SUBSIDIO A DERIVADOS DE PETRÓLEO
VARIABLE
Cobertura de demanda con producción nacional (%)
Subsidio de importaciones 2003-2007 (millones de dólares)
Precio Mercado Internacional 2007 (dólares por barril)
Precio Mercado Interno 2007 (dólares por barril)
DIESEL
60%
1.497
91,4
40,1
GLP
22%
1.590
65,4
10,7
GASOLINA
58%
590
92,2
55,1
Fuentes: DNH, BCE.
importado el 42%. Este derivado no fue
subsidiado en los años 2003 y 2004 porque
los precios nacionales e internacionales fueron los mismos. En los años 2005-2007 el
subsidio por la importación de estos derivados fue de 590 millones de dólares.
La Tabla 7 resume las principales variables
de estos tres subsidios. En el caso del diesel, en el 2003, la importación fue menor
a la producción interna. Esta relación cambia en el 2007. En este período hay un
incremento de la demanda, así como también una disminución de la producción
interna. En total, durante el período 20032007 se ofertaron 104 millones de barriles, de los cuales el 60% provino de producción nacional, y el 40% fue importado.
En general, se han destinado 3.704 millones de dólares a subsidiar la importación
de derivados en el período 2003-2007
(Gráfico 17). El valor de los subsidios se
incrementó siete veces en este período,
pasando de 198 millones de dólares a
1.426 millones de dólares. Este valor es
alto en las finanzas públicas nacionales, y
comparable al presupuesto del sector educación (1,378 millones de dólares en el
2007), el sector social más importante del
gobierno central.
El precio de importación del barril ha sido
mayor al precio del mercado interno, pero
la diferencia creció cada año. La diferencia
entre los precios en el 2003 fue de cinco
dólares, mientras que en el 2007 fue de
cincuenta dólares. Este factor, combinado
con el creciente volumen de importación ha
resultado en un subsidio anual cada vez
más grande (en los cinco años, el subsidio
creció ventidos veces). En total, del 2003 al
2007 se destinaron 1.497 millones de dólares al subsidio del diesel.
GRÁFICO 17. SUBSIDIOS
TOTALES POR
IMPORTACIÓN DE
DERIVADOS
(MILLONES DE DÓLARES)
Por su lado, el gas licuado de petróleo también es un derivado de petróleo fundamental en el mercado interno que es principalmente importado. La proporción de
gas importado frente al total es mucho
mayor que en el caso de diesel: se importa el 78% del gas total. La oferta de gas en
el mercado ha aumentado en un 28% en
los últimos años, pasando de 8,8 millones
de barriles a 11,3 millones de barriles.
1.426
MILLONES DE DÓLARES
1.400
Diesel
GLP
1.200
gasolinas
1074
1.000
El subsidio por la importación de gas
agregado durante el 2003 y 2007 ha sido
de 1.590 millones de dólares, y pasó en
cinco años, de 171,6 millones de dólares a
530,6 millones de dólares. Al igual que en
el subsidio al diesel, el subsidio al gas se
ha incrementado rápidamente en los últimos cinco años por un crecimiento de la
demanda, y porque también ha crecido la
diferencia de los precios. Durante el 2003,
la diferencia del precio interno y externo
era de 27 dólares por barril, mientras que
en el 2007 fue de 55 dólares por barril.
800
730
600
400
275
198
200
También en el mercado interno, se comercializan gasolinas (o naftas de alto octanaje). En promedio, del 2004 al 2007, se ha
producido el 58% de las gasolinas, y se ha
Fuente: BCE
total) en parte cubre los costos de la
empresa. Adicionalmente, durante el 2007,
Petroecuador recibió 222 millones de dólares de fondos petroleros para cubrir los
costos del bloque 15. El gráfico no registra
los costos de importación de derivados, ya
que esta actividad tiene complicaciones
adicionales, por ser subsidiada. Es decir, el
Estado debe cubrir la diferencia del precio
interno con el precio internacional.
0
2003
2004
2005
2006
2007
13
Lupa Fiscal
Durante el período 2003 – 2007, cinco
han sido los fondos petroleros más importantes:
GRÁFICO 18. LÍNEA
TEMPORAL DE LA CREACIÓN
DE LOS FONDOS PETROLEROS ESPECIALES
FONDOS PETROLEROS ESPECIALES
Caducidad contrato OXY
Creación FEISEH
• Fondo de Estabilización Petrolera (FEP)
• Fondo de Estabilización, Inversión Social
y Productiva y Reducción del Endeudamiento Público (FEIREP), reemplazado
posteriormente por la Cuenta Especial
de Reactivación Productiva y Social, del
Desarrollo Científico – Tecnológico y de
la Estabilización Fiscal (CEREPS) que en
su interior alberga al Fondo de Ahorro y
Contingencias (FAC)
Creación FEIREP
Creación FEP
Fuentes: Leyes de creación de cada fondo, BCE.
FONDOS PETROLEROS
Reemplazo del FEIREP con CEREPS
Modificación de concepto FEP
• Fondo Ecuatoriano de Inversión en los
Sectores Energéticos e Hidrocarburíferos
(FEISEH)
1998
A continuación se encuentra un esquema
temporal para entender cuándo fueron
creados estos fondos por distintas leyes y
como algunos fueron remplazados por
otros, como en el caso del FEIREP.
Como se observa, en 1998 se crea el FEP,
año en el que el Ecuador tuvo importantes dificultades como los efectos del
Fenómeno de El Niño y los inicios de la
crisis económica que derivó en el colapso
del sistema financiero y en la decisión de
tomar al dólar como nueva moneda para
controlar la inflación.
A causa de dificultades como ésas se crearon estos fondos, es decir, se crean como
mecanismos que permitan enfrentar épocas de crisis, nutriéndose de recursos
mientras exista una bonanza para la economía (por ejemplo en épocas donde el
precio del barril de petróleo es muy alto)
para ser utilizados en momentos de crisis
o de recesión económica (como la caída
en el precio del petróleo o catástrofes
naturales).
Los recursos para estos fondos han venido de la explotación hidrocarburífera, y
entre 2003 y 2007 han llegado a ser en
conjunto los partícipes más importantes
de la renta petrolera nacional.
Durante el período de análisis aproximadamente 6.996 millones de dólares ingresaron a todos estos fondos, una vez que han
sido descontadas las transferencias realizadas entre los fondos para evitar una doble
contabilización de los ingresos23. De este
total de recursos más de 5.594 millones de
dólares fueron utilizados para distintos
14
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
TABLA 8. INGRESOS Y GASTOS TOTALES DE LOS FONDOS PETROLEROS ESPECIALES
2003 – 2007 (MILLONES DE DÓLARES)
FEP
FEIREP/CEREPS
FEISEH
Total
INGRESOS
2003 - 2007
1.950,1
3.345,9
1.700,2
6.996,2
GASTOS
2003 - 2007
1.950,1
2.890,9
753,1
5.594,1
SALDO A FINALES DE
2007
455,0
947,1
1.402,1
Fuente: Subsecretaría de Tesorería de la Nación, MF
Solo el 20% de los recursos que ingresaron a los fondos especiales desde el 2003, fue ahorrado hasta finales del año 2007.
TABLA 9. USO DE LOS RECURSOS DE LOS FONDOS PETROLEROS ESPECIALES 2003 – 2007
(MILLONES DE DÓLARES)
EGRESOS DE LOS FONDOS PETROLEROS ESPECIALES
SECTORES / RUBROS
Compensación ingresos petroleros
Deuda, créditos, infraestructura
Sector Energético e Hidrocarburífero
Educación y Salud (Inversión Social)
Transporte y Vialidad
Compensación tributos por caducidad OXY
Catástrofes naturales
Seguridad
Sector Agropecuario
Proyectos de desarrollo en provincias
Ciencia y tecnología
Total
MONTOS
1.858,5
1.301,2
912,4
695,6
525,4
145,0
59,3
30,5
24,3
24,1
17,5
5.594,1
PORCENTAJE
33%
23%
16%
12%
9%
3%
1%
0,5%
0,4%
0,4%
0,3%
100%
Fuente: Subsecretaría de Tesorería de la Nación, MF
De los recursos de los fondos petroleros especiales,
un 12% se utilizó para realizar Inversión Social
en sectores como Educación y Salud
Lupa Fiscal
GRÁFICO 19. RENTA
PETROLERA DIRIGIDA AL GOBIERNO CENTRAL
(MILLONES DE DÓLARES Y PORCENTAJE)
fines. Esto quiere decir que solo un 20%
del total de los recursos que ingresaron a
los fondos se mantenía como un saldo o
ahorro a finales del año 2007 (Tabla 8).
GOBIERNO CENTRAL
El gobierno central24 es el segundo mayor
beneficiario de la renta petrolera: entre los
años 2003 y 2007 recibió un total de 5.137
millones de dólares de exportaciones
petroleras. El Gráfico 19, muestra estos
ingresos al gobierno central. Además, como
se mencionó anteriormente, el gobierno
también recibe recursos de los fondos
petroleros, del FEP, de la CEREPS y del FEISEH. Considerando todos estos ingresos, la
dependencia del presupuesto en los ingresos petroleros, ha incrementado del 21% al
31%. Se vislumbra, por tanto, que no ha
habido políticas para fomentar otras fuentes de ingresos permanentes, como por
ejemplo ampliar la base de contribuyentes
tributarios.
La mayoría de recursos destinados para el
presupuesto del gobierno central, no fueron preasignados, es decir, el Ministerio
de Finanzas podía entregar estos recursos
a las diferentes instituciones de acuerdo
al presupuesto anual, las necesidades presentes, y la capacidad de gestión de cada
institución.
Además de ello, cuatro ministerios recibieron preasignaciones, pero estas fueron tan
pequeñas que no tienen una verdadera
relevancia en la gestión de estas entidades.
Lo mismo sucede con fondos creados en la
década de los ochenta. El Fondo de
Vialidad Agropecuaria y Fomento de Mano
de Obra (FOVIAGRO) que dirige el
Ministerio de Obras Públicas, el Fondo
Nacional de Saneamiento Ambiental (FONASA) controlado por el Ministerio de Salud
Pública y el Fondo Nacional de Forestación
(FONAFOR) direccionado por el Ministerio
Ingresos petroleros/ingresos totales
2.500
Exportación petrolera
%
30
FEIREP/CEREPS
28%
FEP
2.000
28%
25
FEISEH
20
21%
1.500
19%
15
1.000
10
Fuente: MF (2003 - 2007).
La mayor parte de estos recursos fue utilizada para compensar las variaciones entre
lo planificado y lo que realmente sucedió
en materia de los ingresos petroleros
(33%), aspecto fundamental ya que los
mismos son fuentes sumamente importantes de recursos para el presupuesto del
Estado (Tabla 9). Además de ello, un 23%
de estos recursos se utilizó especialmente
para recomprar deuda ecuatoriana y un
16% para atender a los sectores energético
e hidrocarburífero. Para los mencionados
rubros se utilizó el 73% de los recursos
provenientes de los fondos.
31%
MILLONES DE BARRILES
500
5
0
0
2003
2004
del Ambiente recibieron apenas el 0,01%
de la renta petrolera. Al ser tan pequeños,
estos fondos perdieron su funcionalidad y
relevancia en sus respectivos sectores.
RÉGIMEN SECCIONAL
Los gobiernos seccionales, especialmente
aquellos de la región amazónica, reciben
parte de la renta petrolera. Las principales
fuentes de ingresos para los gobiernos
seccionales son el Fondo para el
Ecodesarrollo para la Región Amazónica,
el Fondo de Desarrollo Seccional (FODESEC), las Rentas Sustitutivas, y el Fondo
de Desarrollo de las Provincias de la
2005
2006
2007
Región Amazónico. En el caso del FODESEC, menos del 2% del fondo proviene de
la renta petrolera, el resto proviene de
ingresos tributarios, razón por la que este
fondo no será analizado. En cambio los
otro tres son resultado principalmente de
gravámenes impuestos a las empresas
públicas y privadas, como se mencionó
anteriormente. La Tabla 10 resume cómo
se distribuyen estos recursos.
Los fondos totales para el Fondo para el
Ecodesarrollo, el Fondo de Desarrollo Amazónico y rentas sustitutivas fueron de 193
millones de dólares durante el 2006 y 2007.
El Fondo para el Ecodesarrollo recibió el
monto más importante, cerca de 82 millones
TABLA 10. FONDOS PETROLEROS PARA GOBIERNOS SECCIONALES
FONDO
Fondo para el
Ecodesarrollo
Rentas Sustitutivas
Fondo Desarrollo
Amazónico
PARTICÍPES
57% Municipios amazónicos
28% Consejos provinciales amazónicos
10 % ECORAE
5% Juntas parroquiales amazónicas
Municipios y consejos provinciales de: Napo, Sucumbíos,
Pastaza, Orellana y Esmeraldas.
Todos los municipios y consejos
provinciales amazónicos.
FORMA DE DISTRIBUCIÓN
La distribución entre cada nivel de
gobierno se da:
60% en partes iguales
25% en proporción a la población
15% de acuerdo a la producción de la
provincia.
La distribución se realiza 50% para los
municipios, y 50% para los consejos
provinciales. Se distribuye equitativamente entre las instituciones.
La distribución se realiza 50% para los
municipios, y 50% para los consejos
provinciales. Se distribuye equitativamente entre las instituciones.
Fuente: MF, Leyes de cada Fondo.
15
Lupa Fiscal
GRÁFICO 20. RECURSOS
TOTALES DISPONIBLES EN FONDOS
PARA GOBIERNOS SECCIONALES 2006-2007 (MILLONES DE DÓLARES)
MILLONES
DE DÓLARES
habitantes viven en pobreza). Actualmente,
es una provincia con baja producción
petrolera. A su vez, Sucumbíos y Orellana,
las dos provincias con mayor incidencia de
la pobreza, y con la mayor producción
petrolera, son las provincias con menores
asignaciones por persona (51 y 58 dólares
por persona respectivamente).
86,16
78,74
80
2006
70
2007
OTRAS ORGANIZACIONES
60
50
40
20
14,61
Fuente: MF
8,25
10
2,49
2,68
0
Fondo para el Ecodesarrollo
Fondo para el Desarrollo Amazónico
de dólares anuales, frente a los otros que en
promedio recibieron menos de 10 millones
de dólares anuales (Gráfico 20). De los recursos de estos fondos, el 91% se destinó a la
región amazónica; la diferencia se destina al
ECORAE (8,5%) y a la provincia de
Esmeraldas (0,5%).
En el caso de los recursos destinados a la
región amazónica, el Gráfico 21 muestra la
Rentas sustitutivas (SOTE)
distribución a nivel provincial por persona.
Los recursos por persona agregan todas las
asignaciones a la provincia, sean estas a
través de municipios o consejos provinciales. Pastaza es la provincia que recibe más
recursos en promedio: anualmente recibe
71 dólares por persona provenientes de los
recursos para gobiernos seccionales. A su
vez, es la provincia amazónica con la
menor incidencia de pobreza (78% de sus
POR PROVINCIA Y NIVEL DE POBREZA
(DÓLARES POR PERSONA ANUALES Y % DE POBREZA)
90
Pobreza (NBI)
Dólares por persona
80
80
70
70
60
60
50
50
40
40
30
30
20
68.6
67.3
60.2
57.9
51.0
10
10
0
0
PASTAZA
NAPO
MORONA
ZAMORA CHINCHIPE
ORELLANA
SUCUMBÍOS
Fuente: MF, SIISE
20
78.0
16
Otros partícipes son las universidades y
escuelas politécnicas tanto estatales como
privadas, en total treinta y seis alrededor
del país (27 públicas y 9 privadas) y que
dirigen sus servicios a más de cuatrocientos mil estudiantes. Durante el 2007, el
total de renta petrolera para las universidades y escuelas politécnicas estatales
fue de nueve dólares por cada estudiante,
en tanto que para las privadas significó
apenas tres dólares por estudiante. Esto a
su vez demuestra que lo recibido por
estas instituciones es insuficiente para
desarrollar actividades en favor de la educación superior del país.
%
90
De estas instituciones, la Junta de Defensa
Nacional fue la que más recibió, registrando un ingreso de alrededor de 104 millones entre 2003 – 2005, mientras que el
IECE obtuvo el monto más pequeño: cerca
de 400 dólares en el mismo período.
Si se toma en cuenta los roles que cumplen estas organizaciones (Tabla 11) se
puede ver que en algunos casos la cantidad de dinero que han recibido por renta
petrolera ha sido insuficiente para cumplir
con sus amplias funciones. Así por ejemplo, el IECE en tres años no pudo acumular ni siquiera lo necesario para un crédito educativo universitario (4.500 dólares),
por lo que el monto es totalmente irrelevante en la gestión de la institución.
GRÁFICO 21. RECURSOS
DÓLARES POR PERSONA
Existen otras trece organizaciones que
también son beneficiarias de la renta
petrolera que pertenecen a los grupos
mencionados anteriormente: organismos
autónomos, organismos privados, entidades financieras. Estas se caracterizan por
tener montos muy pequeños que difícilmente pueden generar cambios importantes en la sociedad.
Estos ejemplos muestran que el dinero entregado por renta petrolera en lugar de utilizarse en propósitos más concretos y relevantes
para la sociedad ecuatoriana, se disemina
entre todos los partícipes finales restándole
su posible influencia en el desarrollo.
Lupa Fiscal
TABLA 11. RECURSOS PETROLEROS DIRIGIDOS AL RESTO DE ORGANIZACIONES DE LOS PARTÍCIPES DE LA RENTA PETROLERA
(MILES DE DÓLARES)
RECURSOS PETROLEROS
CLASIFICACIÓN
Organismos autónomos
Organismos autónomos
Organismos autónomos
Organismos autónomos
Organismos privados
Organismos autónomos
Organismos privados
Organismos autónomos
Entidades financieras
Entidades financieras
Organismos privados
Entidades financieras
Entidades financieras
TOTAL
DIRIGIDOS AL RESTO DE ORGANIZACIONES DE LOS PARTICIPES DE LA RENTA PETROLERA 2003 - 2005 (MILES DE DÓLARES)
INSTITUCIÓN
FUNCIÓN
MONTO
Junta de Defensa Nacional Administraba el presupuesto reservado para la defensa nacional (desaparecido).
104.989,8
ESPOL
Centro de estudios e investigación que explora y explota hidrocarburos en
83.937,6
la Península de Santa Elena.
CORPECUADOR
Promueve el bienestar y seguridad en comunidades y sectores productivos
42.899,4
de la región litoral, insular e interandina afectadas por el Fenómeno de El Niño.
Universidades y escuelas Incluye a veintisiete centros de investigación y estudio estatales.
4.046,0
politécnicas estatales
CORPEI
Promotor del desarrollo de la promoción de las exportaciones e inversiones
2.468,2
de los sectores productivos.
ISSFA
Proporciona seguridad social al profesional y aspirante militar, así como a
982,0
sus a sus familiares y dependientes.
Universidades y escuelas Incluye a nueve centros de investigación y estudio privados.
449,6
politécnicas privadas
Fondo de Solidaridad
Representaba al Estado ecuatoriano en la propiedad en las acciones en las empresas
426,0
eléctricas y en las empresas de telecomunicaciones del Ecuador (desaparecido).
BEDE
Apoya al desarrollo sustentable del país mediante el financiamiento de proyectos
103,9
de inversión pública y asistencia técnica.
BEV
Participa en el financiamiento directo de la vivienda de interés social.
10,4
INNFA
Su fin es la protección integral de niños, niñas, adolescentes, en especial de los
2,6
grupos vulnerables y excluidos de derechos, con la participación y corresponsabilidad
del Estado, la sociedad y la familia (ahora organismo público).
BCE
Cumple entre otras funciones la administración y distribución de la renta petrolera.
1,6
IECE
Invierte en el desarrollo del talento humano del país a través de la concesión de
0,4
créditos educativos y becas.
240.317,5
Fuente: BCE (2003 - 2005).
LA TRANSPARENCIA EN
EL SECTOR PETROLERO
La transparencia en el sector extractivo es
una herramienta que garantiza que los
ingresos por recursos naturales reciban
una aplicación orientada al desarrollo en
un país. Además, brinda un importante
beneficio a la ciudadanía permitiéndole
responsabilizar al Estado de sus acciones
en el manejo de estos recursos. Así, la
transparencia genera beneficios para un
país y para su población25.
Según el International Budget Partnership (IBP) Ecuador alcanzó en 2008 un
puntaje de 38% en transparencia presupuestaria, encontrándose entre los dieciseis países (de ochenta y ocho) cuya
transparencia fiscal es considerada mínima. El informe puso a relucir también la
falta de transparencia evidenciada en los
veintiún países productores de petróleo y
gas, entre los que se encuentra Ecuador.
Los países productores presentaron un
promedio de cumplimiento en transparencia (23%) más bajo que el promedio
global (39%) Permitiendo concluir que
“los países que dependen de los ingresos por petróleo y gas tienden a ser
menos transparentes”26.
El modelo de gestión de la
renta petrolera (2003 - 2007)
ha generado que el
Banco Central distribuya
directamente los recursos,
siendo esta información
restringida al público
por el sigilo bancario.
En Ecuador la transparencia ha recorrido
un importante camino, especialmente
desde la instauración de la Ley Orgánica
de Transparencia Acceso a la Información
Pública (LOTAIP) en 2004. En base a la ley
se realizó un monitoreo sobre cómo difunden su información al público diferentes
instituciones relacionadas con el sector
petrolero27: Ministerio de Minas y
Petróleos, el Ministerio de Finanzas, la
empresa estatal Petroecuador y sus filiales
Petroproducción, Petroindustrial y Petrocomercial. Algunos de los temas mínimos
que cada institución debe difundir son: la
organización interna de la institución,
sueldos y beneficios, los servicios entre-
gados, situación financiera, contratos, rendición de cuentas de la manejo de sus
ingresos y gastos.
Bajo este parámetro, las instituciones
mencionadas tienen ciertos puntos en
común (Gráfico 22):
• Cada vez que empieza el año el porcentaje de cumplimiento de la ley disminuye debido a que en este período el
reto es actualizar la información.
• Los mayores niveles de cumplimiento
se ubican en los últimos meses del
año debido a que las instituciones han
logrado recopilar y publicar la mayor
cantidad de información que tienen
hasta ese momento.
• Ninguna de las instituciones en los
meses analizados han completado en
su totalidad el cumplimiento de la ley
lo que demuestra que no es una prioridad dentro de su gestión.
En resumen, el Ministerio de Finanzas se
destaca por mantener a lo largo del año los
niveles más altos de cumplimiento de la
Ley. Petroecuador y el Ministerio de Minas
manejan un perfil bastante similar a pesar
17
Lupa Fiscal
GRÁFICO 22. COMPARATIVO
DEL CUMPLIMIENTO DE LA LOTAIP ENTRE
INSTITUCIONES DEL SECTOR EXTRACTIVO 2008-2009 (PORCENTAJE)
• Las instituciones del sector en general28
publican varia información estadística.
Sin embargo, ésta en muchos casos
muestra discrepancias. Parte del problema es la falta de notas metodológicas
sobre cómo se obtienen los datos
publicados y la coordinación sobre el
manejo de la información.
PORCENTAJE DE CUMPLIMIENTO
80%
77%
Mayo 2008
70%
66%
Noviembre 2008
60%
60%
Enero 2009
58%
53%
51%
50%
48%
43%
43%
40%
36%
38%
39%
30%
21%
22%
20%
10% 10%
10%
0%
Ministerio de
Finanzas
Ministerio de Minas
y Petróleos
Petroecuador
de que este último en noviembre de 2008
alcanzó un porcentaje del 70%. Por su
lado, las filiales de Petroecuador manejan
un perfil menor al de la empresa central
siendo de las tres Petroproducción la que
registra mejores niveles de cumplimiento y
Petrocomercial muestra ser la menos eficiente en la difusión de información.
Petroproducción
Petroindustrial
Petrocomercial
En cuanto a temas específicos del sector
petrolero, existe información estadística,
tanto del proceso de producción, como de
la administración y distribución de los
recursos petroleros, que debe ser publicada de manera veraz y oportuna. En este
contexto, se han detectado algunos problemas generalizados en el sector:
Fuente: Monitoreo Grupo FARO basado en páginas web de las instituciones
70%
• Se carece de una única fuente del sector que compile toda la información
relevante al mismo. Actualmente la
información está dispersa y es generada por varias instituciones de manera
descoordinada y no estandarizada. En
el caso de la Dirección Nacional de
Hidrocarburos a pesar de que es la
entidad legalmente responsable de la
información del sector, carece de capacidades y recursos para manejar la
totalidad de temas.
• La información fiscal todavía tiene restricciones. El modelo de gestión de la
renta petrolera en el período de estudio (2003-2007), ha generado que
varios recursos se distribuyan directamente desde el Banco Central: esta
información es restringida al público
por el sigilo bancario29. Este factor,
junto al confuso marco legal de manejo de la renta petrolera, ha causado
que no exista una institución responsable de informar y rendir cuentas
sobre la renta petrolera y su uso.
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
El sector petrolero, durante los últimos
años, ha sido de creciente importancia
en la economía y las finanzas públicas
del Ecuador. Durante el período de análisis (2003 – 2007) el aporte de la industria petrolera a la economía se basó principalmente en los incrementos de los
precios internacionales tanto de crudo
como de derivados, pues la producción y
las inversiones en el sector inclusive disminuyeron, como sucedió en el año
2007.
Petroecuador es el ente encargado del
sector ya que puede realizar tareas de
exploración y explotación de manera independiente o a través de contratos con
empresas privadas. Como tal, ha sido la
empresa más representativa dentro del
sector en estos cinco años. Sin embargo
sus niveles de producción han ido disminuyendo en ciertos casos, lo que influyó
en toda la producción nacional.
18
Por su parte, las empresas privadas contribuyeron de acuerdo a lo estipulado en
cada uno de los contratos que mantienen
con el Estado, entre los que destacan los
de participación que constituyen la segunda fuente principal de la renta petrolera.
Aunque algunos contratos son públicos,
se requiere mayor información sobre las
relaciones comerciales entre la empresa
nacional y las empresas privadas. Por
ejemplo, sería importante contar con
datos claros y veraces acerca de los pagos
realizados por Petroecuador a las empresas de servicios.
Los subsidios relacionados con los hidrocarburos cada vez han ido demandando
mayor cantidad de recursos del Estado
para mantenerse, lo cual requiere un
análisis mucho más profundo acerca de
su gestión, así como de los impactos reales que generan en la población ecuatoriana.
En cuanto a los recursos generados por la
industria extractiva, estos han sido distribuidos sin ninguna política definida, en
base a un marco legal poco claro y obsoleto. Esto generó una serie de preasignaciones que restaba flexibilidad al uso de
la renta petrolera de acuerdo a las prioridades del país.
Los fondos petroleros especiales constituyeron el principal destino de los recursos
de la renta petrolera entre 2003 y 2007. Su
finalidad inicialmente consistía en aprovechar los momentos de bonanza económica
ahorrando recursos para enfrentar momentos de crisis. Con el paso de los años, los
fondos se fueron modificando y se establecieron partícipes específicos para sus
recursos, lo que de a poco disminuyó la
flexibilidad en su uso por parte del gobierno. Así, durante los cinco años de análisis
solo un 20% de los recursos totales que
ingresaron a ellos fue ahorrado.
Lupa Fiscal
Estos problemas en el manejo de los
recursos petroleros pretenden ser solucionados con la Ley de Recuperación de los
Recursos Petroleros, aprobada por la
Asamblea Nacional Constituyente, que elimina las preasignaciones, estableciendo
que todos los recursos petroleros se
manejen dentro del presupuesto del
gobierno central.
Si bien esta ley permite mayor control del
Ministerio de Finanzas sobre los recursos,
sigue siendo todavía un reto garantizar el
uso adecuado de los recursos para lograr
el desarrollo de largo plazo del país.
Por ello, es necesario mejorar mucho más
el nivel de planificación de las entidades
del sector público, a fin de que año a año
puedan identificar adecuadamente sus
necesidades de acuerdo a las funciones
que deben cumplir. Esto es de vital importancia a fin de que el presupuesto del
gobierno pueda elaborarse tomando en
cuenta esta planificación y así se garantice mucho más que el uso de los recursos
fiscales responda a las prioridades y necesidades de la población.
Por otro lado, el cumplimiento de la
LOTAIP por parte de las instituciones rela-
cionadas con la industria extractiva petrolera muestra que existe aun mucho que
mejorar a fin de dar a conocer a los ciudadanos los pormenores de este sector
tan vital para la economía nacional.
Es necesario que se genere un espacio
conjunto en el cual se recopile y estandarice la información generada por cada una
de las instituciones involucradas en el
sector, que ahora es dispersa, poco con-
Es necesario que se genere
un espacio conjunto en el
que se recopile y estandarice
la información generada por
cada una de las instituciones
del sector, para evitar que
la misma sea dispersa, poco
consistente y confusa como
sucede en la actualidad.
sistente y confusa. También sería importante contar con estadísticas a nivel local
(provincial, cantonal) para definir claramente la procedencia de los recursos y
establecer si dichas regiones se están
beneficiando de su explotación.
Estas instituciones deberían comprometerse aún más con la transparencia de esta
industria, y entregar a los ciudadanos
información de manera oportuna y clara.
Los recursos que esta industria genera
son de todos los ecuatorianos, por ende
es necesario que todos conozcamos cómo
han sido generados y cuál ha sido su destino, a fin de velar por el buen uso de los
mismos.
Finalmente, un aspecto que dificulta la
transparencia en el sector es la existencia
del llamado sigilo bancario establecido
por la Ley de Instituciones Financieras, ya
que no permite dar a conocer la cantidad
de recursos de la renta petrolera que llegó
a cada una de las cuentas de los distintos
beneficiarios. Si bien la existencia del sigilo bancario es fundamental para el buen
desarrollo del sistema financiero, sería
conveniente que el mismo no restrinja el
derecho ciudadano a conocer cómo se
gestionan los recursos públicos.
ACRÓNIMOS
BCE
BEDE
BEV
CEREPS
CORPECUADOR
CORPEI
DNH
ECORAE
ESPOL
FAC
FEIREP
FEISEH
FEP
FODESEC
FONASA
FOVIAGRO
GLP
IBP
IECE
INNFA
ISSFA
LOTAIP
MF
OCP
PIP
SOTE
Banco Central del Ecuador
Banco del Estado
Banco Ecuatoriano de la Vivienda
Cuenta Especial de Reactivación Productiva y Social, del Desarrollo Científico – Tecnológico
y de la Estabilización Fiscal
Corporación para la Reconstrucción de las zonas afectadas por el Fenómeno de El Niño
Corporación de Promoción de Exportaciones e Inversiones
Dirección Nacional de Hidrocarburos
Instituto para el Ecodesarrollo Regional Amazónico
Escuela Politécnica del Litoral
Fondo de Ahorro y Contingencias
Fondo de Estabilización, Inversión Social y Productiva y Reducción del Endeudamiento Público
Fondo Ecuatoriano de Inversión en los Sectores Energéticos e Hidrocarburífera
Fondo de Estabilización Petrolera
Fondo de Desarrollo Seccional
Fondo Nacional de Saneamiento Ambiental
Fondo de Vialidad Agropecuaria y Fomento de Mano de Obra
Gas Licuado de Petróleo
International Budget Partnership
Instituto Ecuatoriano de Crédito Educativo y Becas
Instituto Nacional del Niño y la Familia
Instituto de Seguridad Social de las Fuerzas Armadas
Ley Orgánica de Transparencia y Acceso a la Información Pública
Ministerio de Finanzas
Oleoducto de Crudos Pesados
Presupuesto de Inversiones Petroleras
Sistema de Oleoducto Transecuatoriano
19
Lupa Fiscal
NOTAS TÉCNICAS:
1 En la participación de Petroecuador, no se descuentan todavía 11 Análisis realizado de los contratos disponibles en la página web 21 Espinosa, Ramiro. Causas de la baja productividad del sector
los pagos realizados a las empresas con contratos de servicios.
de Petroecuador (2008).
petrolero y cómo superarlas: El caso de Ecuador. BID. Mayo,
2007.
2 A partir del 15 de Mayo del 2006 se declara la caducidad del 12 Aunque las diferentes fuentes de información concluyen que
contrato con la empresa Occidental
las exportaciones se redujeron en el 2007, el registro de 22 En este análisis se incluye solamente el subsidio por la difeexportación del Banco Central, es menor al de la DNH y
rencia de costos entre los mercados interno y externo. No inclu3 La clasificación utilizada en este informe agrupa a los contratos
Petroecuador. Esta diferencia en los ingresos petroleros
ye el costo incurridos por no vender la producción nacional a
en dos grupos. Los contratos de participación incluyen a los conpuede deberse a un posible retraso en la facturación de
costos internacionales.
tratos de participación, convenios unificados de explotación y
petróleo exportado en 2007 pero efectivizado en los primecampos marginales. Los contratos de servicios, agrupan a los conros meses de 2008.
23 Es decir, las transferencias de recursos realizadas por el FEP a
tratos de servicios, servicios específicos y alianzas operativas.
favor del FEIREP y la CEREPS, y también las transferencias
13 Las empresas privadas también pagan el impuesto a la renta
desde el FEISEH para la CEREPS, han sido contabilizadas úni4 Es importante destacar que existe una diferencia entre la prodel 25% y la participación de 15% para empleados. Este
camente como ingresos FEIREP/CEREPS y descontadas en el
ducción total y la producción promedio diario. Aunque parece
impuesto y participación son las mismas para todas las empreFEP y el FEISEH para evitar una doble contabilización.
que la producción total incrementa del 2006 al 2007, la producsas o personas jurídicas.
ción promedio diaria de todos los bloques a cargo de
24 El presupuesto del gobierno central se conforma por todos los
Petroecuador cae, como lo muestra el Gráfico 3. La divergencia 14 Ley R.O. No. 152, del 15 de Septiembre de 1997
sectores e instituciones vinculados al ejecutivo. En general,
se da porque en el 2006, el campo estuvo bajo control de
cada sector está liderado por su ministerio correspondiente.
Petroecuador por 7 meses y medio, y en el 2007 por todo el año. 15 Ley R.O. No. 248, del 7 de agosto de 1989.
Además, el Gobierno Central incluye al Tesoro Nacional, la
cuenta de donde se realizan varias transferencias, pago de la
5 La calidad del crudo, se mide con grados API. Según los están- 16 Ley R.O. No. 676, del 3 de mayo de 1991.
deuda, etc.
dares internacionales, se clasifica al crudo en liviano, si es de
30° API o más, siendo éste el más caro en los mercados inter- 17 Dentro de esta clasificación se encuentran, los contratos de 25 Conferencia Internacional sobre la Transparencia en el Sector
nacionales. Siguiendo esta lógica, se clasifica también al crudo
participación, y sus convenios de explotación unificada así
Petrolero en 2007
mediano y pesado, siendo este último el de menor calidad y
como también los contratos de campos marginales. En todos
menor precio. En el Ecuador se extraen dos tipos de crudo: el
estos contratos, la participación del Estado es la final, es 26 Los Presupuestos Abiertos Transforman Vidas, Encuesta de
crudo Oriente, de una calidad mediana y el crudo Napo, de
decir, el Estado no debe hacer pagos adicionales a las emprePresupuesto Abierto 2008 - International Budget Partnership
menor calidad.
sas.
(IBP).
6 Este análisis se basa en el análisis de contratos de participación 18 Dentro de esta clasificación se encuentran los contratos de 27 La metodología se basa en monitorear el cumplimiento del
y campos marginales disponibles.
prestación de servicios, servicios específicos y alianzas operaArt. 7 de la LOTAIP, que obliga a las instituciones públicas a
tivas. A diferencia de los contratos de participación, de estos
difundir 20 ítems de información a través de sus páginas
7 Ley Reformatoria de la Ley de Hidrocarburos, Registro Oficial
recursos, Petroecuador todavía debe pagar recursos a las
web.
257, abril 2006.
empresas por los servicios prestados.
28 Ministerio de Minas y Petróleos (en específico la Dirección
8 Decreto 662, Octubre 2007.
19 Aproximación basada en los marcos legales de las leyes e inforNacional de Hidrocarburos), Ministerio de Finanzas,
mación del Ministerio de Finanzas. Las imposiciones no incluPetroecuador y sus filiales y el Banco Central del Ecuador son
9 Reforma Tributaria (Diciembre, 2007)
yen el impuesto a la renta, o la participación para empleados.
las instituciones analizadas.
10 Estos datos se refieren a la división de la producción fiscalizada 20 BCE (2007). No existe información clara sobre porqué cambió 29 Oficio SE-7019-2008 del Banco Central del Ecuador y el oficio
reportada por la Dirección Nacional de Hidrocarburos. Para esta
el manejo del PIP al Ministerio de Finanzas y sobre el manejo
MF-SP-CDPP-2009-0186 y del Ministerio de Finanzas
división, se siguen los parámetros establecidos en cada contrato.
general del PIP.
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