ronda suroriente ecuador

Situado en la región noroccidental de América del
Sur, limita al norte con Colombia, al sur y al este con
Perú, y al oeste con el Océano Pacífico.
Extensión: 283.561 km²
Población: 14’282.949
Idioma: Castellano
Moneda: Dólar americano
PIB (2011): 126.928 Millones de dólares
Capital: Quito
Para el año 2011 el valor agregado del sector petrolero fue en
promedio el 11.3% del PIB.
El aporte del petróleo al Presupuesto General del Estado fue en
promedio del 38.7%.
Las exportaciones de hidrocarburos fueron en promedio el 58% del
total de exportaciones del país.
Para el primer semestre de 2012, las exportaciones de petróleo
crudo nacional alcanzaron los US $ 6.670 millones.
Para el primer semestre de 2012, las importaciones de derivados
alcanzaron los $ 2.555 millones de dólares.
3,500
3,000
2,500
2,000
1,500
1,000
500
0
EMPRESAS PÚBLICAS
COMPAÑÍAS PRIVADAS
TOTAL
1.740
1.469
3.209
215
13
228
1955
1482
3.437
UTILIZACIÓN OCP
UTILIZACIÓN SOTE
30,000
200,000
352,800
360,000
30,000
137,000
200,000
450,000
356,000
360,000
129,000
450,000
500,000
450,000
400,000
350,000
300,000
250,000
200,000
150,000
100,000
50,000
0
OCP NOMINAL
OCP REAL
SOTE NOMINAL
SOTE REAL
NORPERUANO NOMINAL
NORPERUANO REAL
29%
88%
29%
90%
500,000
450,000
400,000
350,000
300,000
250,000
200,000
150,000
100,000
50,000
Refinería
Esmeraldas
Refinería
Amazonas
Refinería de
la Libertad
Refinería del
Pacífico
0
* Estará lista en el 2016
OFERTA-DEMANDA NACIONAL DE DERIVADOS ( MM Bls / Año 2012)
24
12
25
3
23
29
9
12
-14
-12
-3
9
1
9
Consolidar la soberanía del Estado ecuatoriano sobre sus recursos
naturales a través de las actividades que desarrolle la Empresa Pública
PETROAMAZONAS .
Apoyarse en la inversión extranjera para la búsqueda de nuevas reservas
hidrocarburíferas y para la reactivación de la producción de los campos
maduros, con reglas de juego contractual claras y estables.
Garantizar una explotación hidrocarburífera social y ambientalmente
sustentable de sus recursos no renovables, mediante una estricta
mitigación de riesgos ambientales y la redistribución prioritaria de la renta
petrolera para las comunidades localizadas en las zonas de exploración y
producción hidrocarburífera.
Ampliar en el corto y mediano plazo las reservas y la producción petrolera.
Consolidar la seguridad jurídica de las reglas de juego con la inversión
extranjera.
Eliminar la brecha de las importaciones de combustibles.
2011: se importaron el 46% del consumo nacional de combustibles, esto
es 39 MM de un total de 85 MM barriles.
Focalizar y disminuir el monto del subsidio (2011: 2.555 MM USD).
Financiar la construcción de la Refinería del Pacífico.
El Suroriente ecuatoriano se
encuentra ubicado en las provincias
de Pastaza y Morona Santiago que
limitan al Sur y Sureste con la
República del Perú.
De acuerdo a la información
geológica, estratigráfica, geofísica y
geoquímica disponible a la presente
fecha, y en base a las características
geológico - estructurales del
Suroriente ecuatoriano, la SHE
diseñó
21
bloques
de
aproximadamente
200.000
hectáreas cada uno, de los cuales el
Comité
de
Licitaciones
Hidrocarburíferas (COLH) seleccionó
13 bloques para la Ronda licitatoria
denominada Suroriente Ecuador.
La Cuenca Oriente Ecuatoriana forma parte de la
Cuenca de Antepaís denominada POM (Putumayo
en Colombia, Oriente en Ecuador y Marañón en el
Perú).
Esta Cuenca ha sido probada a través del tiempo
como
generadora
y
productora
de
hidrocarburos, puesto que posee las condiciones
necesarias propias de un sistema petrolífero como
es la generación, migración y acumulación de
hidrocarburos.
El estudio realizado por BEICIP en 1985 determina
que en el suroriente ecuatoriano (que se extiende
hacia territorio peruano) generó 75 billones de
barriles de petróleo in situ, de los cuales BEICIP
considera que entre el 5 y el 15% migró de la roca
madre hacia los posibles reservorios.
Las
formaciones
cretácicas
Napo
y
Hollín, presentes en el Suroriente ecuatoriano
constituyen
el
principal
objetivo
hidrocarburífero, sin embargo se requiere
investigar el paquete sedimentario del
Precretácico que según BEICP presenta buena
prospectividad.
PUNGARAYACU
ITT
Mapa morfo-estructural de
la Cuenca Oriente
(Convenio IRD-PPR; 2004;)
La información hidrocarburífera de los bloques petroleros del Norte de Perú, que
limitan con los del Suroriente ecuatoriano, indican la presencia de importantes
acumulaciones de hidrocarburos en el reservorio Vivian de edad Cretácica (principal
productor de petróleo crudo en el Perú ) y corresponde geológicamente a la
arenisca M-1 que en Ecuador presenta considerables acumulaciones de
hidrocarburos (principal reservorio hidrocarburífero en los Campos ITT).
Como resultado de las interpretaciones geológicas realizadas por
BEICIP-SHE 2012, se logró obtener el mapa de trenes de
prospectividad hidrocarburífera:
•Tren 1. Cuenca Santiago (Pre-K), Cuenca para investigación
Fuente: Beicip Franlab, 2012
considerada como generadora y productora de Hidrocarburos.
• Tren 2. Pungarayacu – Oglán: La Formación Hollín es el
principal reservorio de este tren.
• Tren 3. Lago Agrio - Moretecocha: Los principales campos de
este tren (Lago Agrio, Villano, Moretecocha) poseen importantes
acumulaciones de hidrocarburos a nivel de las formaciones
Hollín y Napo, lo cual también se comprueba al Sur en territorio
peruano, cerca a la frontera con Ecuador, donde existen
descubrimientos importantes en el área Situche.
• Tren 4. Frontera - Curaray: Los reservorios principales son las
areniscas Hollín, U y T, como reservorio secundario arenisca
M-1, caracterizado por la presencia de campos como
Sacha, Shushufindi y hacia al Sur en el Perú los campos
Capahuari y Tambo.
• Tren 5. VHR - Capirón Norte y Vinita - Iro: El reservorio más
importante de estos dos trenes es la arenisca M-1 (Fm. Napo), al
Sur en el Perú existen campos importantes como Jibarito y
Forestal.
• Tren 6. Tiputini - Ishpingo: Al norte de este tren, se descubrió
un eje estructural con importantes reservas de petróleo en la
formación Napo, en el reservorio arenisca M-1 (conocida en el
Perú como formación Biblian).
Arenisca M-1
Arenisca M-2
Caliza “A”
Arenisca “U”
Caliza “B”
Arenisca “T”
Hollín Superior
Hollín Inferior
EP Petroecuador, 2006
En el Suroriente ecuatoriano la
Formación Napo de edad
Cretácica constituye el principal
objetivo hidrocarburífero.
Demostrado
en
pozos
exploratorios perforados en el
área, los reservorios Arenisca M1, U y T dieron resultados
positivos en las pruebas de
producción.
Otro
objetivo importante
constituye la Formación Hollín
con sus reservorios Hollín
Superior e Inferior, que se
desarrollan hacia el Centro y
Oeste de la cuenca.
(08-08-2012)
Promover y facilitar el transporte de
petróleo proveniente del suroriente
ecuatoriano por el
Los datos son valores totales para los 21 bloques del Suroriente; Fuente SHE, 2012
Existe un importante potencial de recursos hidrocarburíferos en el
Suroriente, si las condiciones de entrampamiento y de reservorio son
favorables.
Falta información de sísmica para una mejor definición de prospectos y
realizar pozos exploratorios.
Todos los bloques son de carácter EXPLORATORIO.
15
• Constitución de la República.
• Ley de Hidrocarburos.
MARCO
LEGAL
• Ley Orgánica de Empresas Públicas.
• Reglamentos para aplicación de las diferentes leyes
relacionadas con el sector hidrocarburífero.
• Convenios Internacionales.
16
A partir de la reforma legal a la Ley de Hidrocarburos de julio 2010, se introdujo
la nueva modalidad del contrato de prestación de servicios para la exploración
y/o explotación de hidrocarburos, modalidad contractual prevista para la Ronda
Suroriente Ecuador, por el cual personas jurídicas, previa y debidamente
calificadas, nacionales o extranjeras, se obligan a realizar para con la Secretaría
de Hidrocarburos, con sus propios recursos económicos, servicios de exploración
y/o explotación hidrocarburífera, en las áreas señaladas para el
efecto, invirtiendo los capitales y utilizando los equipos, la maquinaria y la
tecnología necesarios para el cumplimiento de los servicios contratados.
La característica principal del contrato de prestación de servicios para la
exploración y explotación de hidrocarburos es que el Estado asigna un bloque a
un contratista para que realice actividades de exploración y/o explotación y lo
remunera por sus servicios prestados mediante el pago de un sistema tarifario
en función del nivel de producción.
Se ha definido que las cláusulas generales del contrato sean las mismas
utilizadas para todos los contratos previamente suscritos, con la inclusión de la
regulación del periodo exploratorio.
El sistema tarifario de cada contrato se establecerá de forma individual, sobre
la base de los resultados de la licitación y en función de la amortización de las
inversiones, los costos y gastos del proyecto, y una utilidad razonable que se
acuerda en función del riesgo.
Bajo esta modalidad contractual el Estado se reserva el 25% de los ingresos
brutos del área del contrato como margen de soberanía. Sobre los ingresos
remanentes el Estado, que está a cargo de la totalidad de la actividad de
transporte, cubre sus costos de transporte y comercialización, así como el pago
de los tributos correspondientes, y genera un ingreso disponible para el pago
de los servicios a la contratista.
Si bien la totalidad de la producción corresponde al
Estado, el pago de los servicios se puede realizar, a opción
de la contratista , en especie (petróleo).
Los servicios son a cargo de la Contratista hasta el centro de
entrega y fiscalización establecido en cada contrato.
Toda la actividad de transporte le corresponde de forma
exclusiva al Estado.
4 años que inician a partir de la inscripción de contrato
en el Registro de Hidrocarburos
.
Prorrogable por 2 años adicionales
SE PREVÉ LA POSIBILIDAD DE UNA PRODUCCIÓN ANTICIPADA
20 años que inician con la aprobación del primer
Plan de Desarrollo.
Prorrogable indefinidamente, a conveniencia del
Estado.
Décadas de los 60 y 70: Contrato de concesión y asociación.
Década de los 80: Contrato de prestación de servicios con
costos reembolsables.
Década de los 90: Contratos de participación en la
producción.
Segunda década del siglo XXI: Contrato de prestación de
servicios con tarifa.
Occidental
Esso-Hispanoil
Belco
Texaco-Pecten
British Petroleum
Conoco-Nomeco- Diamond & Sharmrok Opic
15
8
1y2
6
7
16
Napo
Pastaza-Napo
Guayas costa fuera
Manabí
Napo
Napo
Prestación de Servicios
Prestación de Servicios
Prestación de Servicios
Prestación de Servicios
Prestación de Servicios
Prestación de Servicios
ene-85
abr-85
jun-85
Nov. 1985
Dic. 1985
1986
Elf Aquitaine, Braspetro y Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF)
14
Napo
Prestación de Servicios
abr-87
Petrobrás, Elf Aquitaine y Britoil
17
Orellana
Prestación de Servicios
may-87
Teneco-Diamond-Yukon-Maersk
Petrocanadá
Arco
Unocal
Mobil
Arco-Mobil
Cons-Conoco
Santa Fe
Amoco
Triton
Oryx
City Ramro
Tripetrol
Edc
Cgc-San Jorge
Arco Oriente
Pérez Companc
Se declaró desierta
Consorcio Dgc
Consorcio Interpec
Consorcio Marañon
12
9
10
13
18
19
22
11
18
19
21
27
28
3
23
24
31
Orellana
Orellana
Orellana
Orellana
Orellana
Orellana
Orellana
Orellana
Orellana
Orellana
Orellana
Orellana
Orellana
Costa Fuera
Orellana
Orellana
Orellana
Prestación de Servicios
Prestación de Servicios
Prestación de Servicios
Prestación de Servicios
Prestación de Servicios
Prestación de Servicios
Prestación de Servicios
Contrato de Participación
Contrato de Participación
Contrato de Participación
Contrato de Participación
Contrato de Participación
Contrato de Participación
Contrato de Participación
Contrato de Participación
Contrato de Participación
Contrato de Participación
Contrato de Participación
Prestación de Servicios
Prestación de Servicios
Prestación de Servicios
may-87
jun-87
1987
1987
1989
1989
1989
1997
1997
1997
1997
1997
1997
1997
oct-97
nov-97
dic-97
2004.
2012
2012
2012
Singue
Sucumbíos
Ocano-Peña Blanca Sucumbíos
Sucumbios / Orellana
Eno -Ron
AGIP OIL
ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD
CONSORCIO PETROLERO BL.16
CONSORCIO PETROLERO TIVACUNO
CONSORCIO PETROLERO BL. 14
CONSORCIO PETROLERO BL. 17
SIPETROL
SIPETROL
SIPETROL
CONSORCIO PETROLERO PALANDA YUCA
CONSORCIO PETROSUD PETRORIVA
TECPECUADOR
PETROBELL
PACIFPETROL
CONSORCIO PEGASO
Bloque 10
Tarapoa
Bloque 16
Tivacuno
Bloque 14
Bloque 17
Mauro Dávalos Cordero
Mauro Dávalos Cordero Incremental
Paraíso, Biguno, Huachito, I.(PBHI)
Palanda-Yuca Sur
Pindo
Bermejo-Rayo
Tigüino
Gustavo Galindo
Puma
CONSORCIO DGC
CONSORCIO INTERPEC
PECS IECONTSA
SIPETROL
Singue
Ocano-Peña Blanca
Eno Ron
Jambelí
NOTAS: Las tarifas corresponden a las determinadas en los Contratos suscritos.
15.200
34.100
39.520
4.200
5.600
8.000
7.400
4.500
2.100
2.000
5.600
3.600
3.700
1.200
1.800
El sistema tarifario está diseñado en función del riesgo de la actividad
exploratoria, para el efecto se determinó que el sistema tarifario deberá
ser flexible en los siguientes aspectos:
1. Determinación del sistema tarifario: la contratista determina y oferta las tarifas que considera
necesarias para la operación del campo durante toda la vida del mismo siempre que se
encuentren dentro de los rangos de rentabilidad entre el 15% y 30%.
2. Tamaño de reservas: Las compañías calculan su expectativa de reservas, de acuerdo a esto se
realiza la oferta de sus tarifas y lo que podrían obtener con cada nivel de producción.
3. Naturaleza técnica: El sistema de tarifas esta diseñado de manera que mientras mayor sea la
producción del campo menor es la tarifa, de la misma manera cuando el campo llega a su
madurez y empieza la declinación, la producción empieza a disminuir y la tarifa vuelve a
incrementarse.
El sistema tarifario, reconoce al inversionista una rentabilidad libre del riesgo de
mercado, lo cual asegura una rentabilidad justa y conforme al riesgo del negocio y al
riesgo de inversión.
Se considera que para el Suroriente ecuatoriano existe un riesgo geológico por el cual 1
de cada 3 proyectos exploratorios sería exitoso, por lo que por cada barril descubierto
se habrá invertido 3 dólares.
Con estas consideraciones en los escenarios que se manejan, los esfuerzos de inversión
serían los siguientes:
Los compromisos de inversión en firme de los programas exploratorios oscilan entre
$16 MM (Opción sísmica) y $100 MM (Perforación de pozos)
Compromiso de inversión social entre $5 y $15 MM por bloque previo a la suscripción
del contrato.
La tarifa del contrato corresponderá a la ponderación de tres
valores para tres intervalos de producción. Los intervalos se
definirán con dos límites de producción (L1 y L2).
Los valores para los intervalos se deberán ofertar y definir en
el momento de la licitación, con la finalidad de que la tarifa
por barril resultante (valor ponderado) corresponda a un
rango estimado de rentabilidad que se encuentre entre el
y el
para el proyecto.
En un período determinado si la producción diaria promedio es:
Menor a , se pagará la tarifa de
por cada barril producido.
Si la producción supera , por los barriles adicionales se pagará solo la tarifa ; y
Si la producción sobrepasa , por los barriles excedentes se pagará solo la tarifa
Si la produción diaria promedio anual es
producido durante ese año será:
la tarifa promedio por cada barril de petroleo
es la parte de inferior a
es la parte que está entre
es la parte de superior a
y
10,000 BPPD
30,000 BPPD
35 USD/ BP
30 USD/ BP
25 USD/ BP
0 – 10.000 BPPD =
10.000 – 30.000 BPPD =
mayor a 30.000 BPPD =
35 USD/ BP
30 USD/ BP
25 USD/ BP
30 USD/ BP representa el ingreso que recibiría la empresa contratista por cada barril de
producción fiscalizada
Con el Ingreso Disponible, la Secretaría pagará la
Tarifa por Barril. La Secretaría comunicará a la
Contratista el Ingreso Disponible para cada
mes, y, de ser el caso, un detalle de los valores que
se acumularían de conformidad con la Cláusula
14.5. del proyecto de contrato
ID = Ingreso Disponible
IB= Ingreso Bruto
MS= Margen de Soberanía = IB* 25%
Ct = Costo del Transporte
Cc = Costo de Comercialización
Ley 10 = US$ 1.00/Bl
Ley 40* = US$ 0.05/Bl
* De ser aplicable
El Pago a la Contratista por barril de crudo neto producido se regirá a los siguientes
conceptos:
PCt = Pago a la Contratista en el período t.
TP = $ US XX,XX (XX Dólares con XX centavos) / Barril (Tarifa por Barril).
Qt = Producción fiscalizada en el período t.
FAt = Factor de ajuste por inflación de los costos operativos fijos y variables.
El periodo t para el pago a la Contratista tiene una periodicidad mensual, sin embargo
para el FAt permanecerá invariable y se lo ajustará con una periodicidad anual.
Δ PPIi = Variación del indicador de costos PPIt / PPIt-1. (Código PCU213112213112 “support activities for oil and gas operations”)
X = 0,175. Factor de costos operativos variables sobre la Tarifa por Barril. (No se incluye depreciación ni amortización).
Δ CPIi = Variación del indicador de costos CPIt / CPIt-1. (Consumer Price Index).
Y = 0,325. Factor de costos operativos fijos sobre la Tarifa por Barril. (No se incluye depreciación ni amortización).
Z = 1 – X - Y.
El cálculo del factor de ajuste se lo realizará de manera anual y se tomará en cuenta los índices publicados el mes de
enero de cada Año Fiscal, considerando los índices a diciembre del Año Fiscal anterior. El factor de ajuste para el
primer año será igual a uno (1). El factor de ajuste para el segundo año de producción se calculará tomando en
cuenta la variación del mes correspondiente a la fecha del primer volumen de producción de petróleo crudo neto
fiscalizado y el mes de diciembre del primer año de producción. El factor de ajuste para el tercer año de producción y
en adelante se calculará tomando en cuenta la variación de diciembre a diciembre.
En caso que el Ingreso Disponible no sea suficiente para cubrir el pago, el
saldo faltante se acumulará durante el mes o Año Fiscal pertinente.
La acumulación o carry forward será solo dentro de la vigencia del
contrato.
Garantía bancaria para el período de exploración, equivalente al 20%
del total del programa exploratorio.
Garantía bancaria para el período de explotación, equivalente al 20%
de las inversiones de los tres primeros años.
La mejor oferta es aquella que logra el mayor puntaje sobre 100
tomando en consideración:
La mejor capacidad operativa de la operadora y la mayor
capacidad financiera de la oferente. (Máximo 10 puntos)
El mayor esfuerzo de inversión exploratoria e inversión socioambiental. (Máximo 35 puntos)
El menor sistema tarifario/ menor área bajo la curva de
tarifas. (Máximo 55 puntos)
PROCEDIMIENTO PARA LA ADJUDICACIÓN DE LOS CONTRATOS DE PRESTACIÓN
DE SERVICIOS PARA LA EXPLORACIÓN Y/O EXPLOTACIÓN DE PETRÓLEO CRUDO
SOBRE
SOBRE No. 1
SOBRE No. 2
PROGRAMA DE EXPLORACIÓN
MENOR ÁREA BAJO LA CURVA TARIFARIA
OPCIÓN SÍSMICA (1)
SÍSMICA + PERFORACIÓN (2)
CONSTATACIÓN
1. Carta de presentación y compromiso de la oferta.
2. Documentos de identificación y capacidad legal del oferente.
3. Convenio de consorcio o asociación
4. Capacidad operativa de la operadora, (Compañía que ejecutará
todas las operaciones objeto del contrato por cuenta de la
contratista)
5. Información financiera y económica
6. Declaración juramentada
7. Aceptación de las Bases de Contratación y las disposiciones
legales
8. Sistema de gestión socio – ambiental
9. Programa de capacitación
10. Copia del comprobante del pago de inscripción en la licitación
EVALUACIÓN
1. Activo total
2. Caja y bancos
3. Utilidad
4. Patrimonio/Activo total
SUBTOTAL (A)
5. Producción mundial de petróleo crudo y gas natural
6. Gastos de capital en exploración
7. Total de pozos exploratorios
8. Área en exploración y producción
Nota: Si tiene tres o mas ceros en los numerales del 5 al 8, se descalifica la oferta.
1. Garantía de seriedad de oferta
2. Programa exploratorio e inversiones ofertadas
3. Tarifa ponderada por barril
Una vez que se presenten los 3 valores se procederá a calcular las curvas que
representen los sistemas tarifarios de las ofertas en función de la producción como se
presenta a continuación:
$ 42
$ 40
$ 38
$ 36
$ 34
$ 32
$ 30
$ 28
Basados en una robusta base de datos de inversiones, costos y gastos en la zona, se verifica
y/o negocia y se acuerda la conveniencias de las ofertas, estimando un TIR entre el 15% y
30% de acuerdo al riesgo geológico del bloque.
Ecuador es un Estado
unitario, intercultural y plurinacional, las
comunidades , pueblos y nacionalidades
indígenas forman parte del Estado
ecuatoriano , único e indivisible.
Caracterización y digitalización en mapas multimedia de:
Clima, Temperatura, Precipitación, Humedad
Ruido y Sonido Ambiental
Hidrología, Geología, Geomorfología, Taxonomía y Suelo
Riesgos, Vulnerabilidades (inundación, erupción, deslizamiento, sismo)
Áreas Protegidas, Socio Bosque, Cobertura Vegetal
Interés Turístico
Densidad Poblacional, Autodeterminación: Étnico-Nacionalidades
Infraestructura, Uso del Suelo, Vías, Pistas
Actividades Económicas
División Política Administrativa
Morona Santiago: 147.940 habitantes, siendo los Shuar y Achuar los habitantes
más antiguos.
Pastaza: 83.933 habitantes, que incluyen siete nacionalidades indígenas
ancestrales: Achuar, Andoa, Shuar, Kichwa, Shiwiar, Waorani y Zápara.
El clima corresponde al de selva tropical, con tibias temperaturas y abundantes
precipitaciones todo el año.
Dualidad de los ecosistemas presentes, existiendo zonas pobladas con alto grado
de alteración en las áreas urbanas y sus alrededores, mientras que en el interior o
en zonas rurales se presentan bosques desde climácicos hasta medianamente
alterados cuyas condiciones son diferentes.
La zona de estudio presenta una cobertura vegetal mixta, con remanentes
boscosos primarios en recuperación y en su mayoría zonas altamente
intervenidas.
La Red Vial Nacional incluye los transportes terrestre, fluvial y aéreo.
En cumplimiento a principios constitucionales, Leyes, Resoluciones, Convenio y
estándares internacionales, se generaron espacios de diálogo intercultural y
plurinacional, con participación de las comunidades y coordinación con autoridades
legítimamente reconocidas y representantes de comunidades, pueblos y
nacionalidades.
Proceso previo a la eventual adjudicación de los bloques o áreas hidrocarburiferas o
asignación para su gestión directa, garantizando la participación ciudadana en la
toma de decisiones así como el acceso a la información sobre planes o programa
hidrocarburíferos.
Los recorridos itinerantes permitieron visita, puerta a puerta, en aquellas
comunidades más apartadas de acceso aéreo y fluvial.
Se desarrolló en las cuatro provincias de intervención, como auténticos espacios de
legitimidad social y comunitaria.
)
17
45
(1.035 personas)
Reuniones previas
con autoridades e
instituciones
106
37
32
(3.697 personas) (2.517 personas) (2.220 personas)
Aprox.1.000
personas asistieron
a los centros de
información
ubicadas en las
principales ciudades
10.469 personas han
participado en todos
los mecanismos de
Consulta Previa
Libre e Informada.
Dentro del programa exploratorio se contempla el componente de contribución para el desarrollo
social de la Amazonia ecuatoriana, consiste en un Fondo de Inversión Social por compensación por
una suma entre 5 a 15 millones de dólares como beneficios directos para las comunidades, pueblos y
nacionalidades indígenas del área de influencia del bloque.
10 MILLONES
Waorani, Kichwas, GADs Parroquiales
10 MILLONES
GADs Parroquiales, Kichwas
5 MILLONES
Shuar y GADs Parroquiales
5 MILLONES
Shuar y GADs Parroquiales
5 MILLONES
Shuar y GADs Parroquiales
5 MILLONES
Shuar y GADs Parroquiales
10 MILLONES
Shuar y GADs Parroquiales
10 MILLONES
Kichwas y Saparas
10 MILLONES
Kichwas, Andoas y Shiwiar
10 MILLONES
Andoas y Shiwiar
15 MILLONES
Kichwas y Saparas
10 MILLONES
Kichwas y Saparas
10 MILLONES
Kichwas y Saparas
LANZAMIENTO RONDA SURORIENTE
28-nov-12
28-nov-12
Preparación de Ofertas
03-dic-12
30-may-13
Preguntas de Oferentes
03-dic-12
10-may-13
Respuestas
03-dic-12
20-may-13
PRESENTACIÓN DE OFERTAS
30-may-13
EVALUACIÓN SOBRE 1
Mayo
Mayo
RESOLUCIÓN COLH (SOBRE 1)
Junio
Junio
EVALUACIÓN SOBRE 2
Julio
Julio
RESOLUCIÓN COLH (SOBRE 2)
Agosto
Agosto
ORDEN DE PRELACIÓN
Agosto
Agosto
NEGOCIACIÓN
Septiembre
RECOMENDACIÓN COMISIÓN NEGOCIADORA
Septiembre
ADJUDICACIÓN
Octubre
Durante el tiempo de promoción de la ronda se mantendrá un data room permanente en
las oficinas de la Secretaría de Hidrocarburos.