UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL FACULTAD DE...
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i UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL FACULTAD DE CIENCIAS ECONÓMICAS Y NEGOCIOS CARRERA DE COMERCIO EXTERIOR, INTEGRACIÓN Y ADUANAS TESIS PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERA EN COMERCIO EXTERIOR, INTEGRACIÓN Y ADUANAS TEMA: “ANÁLISIS DE LA EXPORTACIÓN PETROLERA PERIODO 2007-2012” AUTORA: CELI CELI ZULAY MARIBEL DIRECTOR: ECON. JUAN LOZADA QUITO, JUNIO 2013
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i
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS ECONÓMICAS Y
NEGOCIOS
CARRERA DE COMERCIO EXTERIOR,
INTEGRACIÓN Y ADUANAS
TESIS PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE
INGENIERA EN COMERCIO EXTERIOR,
INTEGRACIÓN Y ADUANAS
TEMA: “ANÁLISIS DE LA EXPORTACIÓN
PETROLERA PERIODO 2007-2012”
AUTORA: CELI CELI ZULAY MARIBEL
DIRECTOR: ECON. JUAN LOZADA
QUITO, JUNIO 2013
ii
AUTORÍA
De la presente Tesis, se responsabiliza su autora:
ZULAY MARIBEL CELI CELI
Autora
iii
DEDICATORIA
Al personal docente de mi
querida “Universidad
Tecnológica Equinoccial”,
que han sabido brindarme
sus sabias enseñanzas.
Quiero manifestarle mi
eterna gratitud, porque
han forjado en mí una
persona útil.
A mi familia, los
principales pilares de mi
vida, que con su
comprensión y amor han
sabido guiarme por el
sendero de la verdad y la
justicia, a fin de hacer de
mi una persona de éxito y
de bien.
iv
AGRADECIMIENTO
Mi sincero agradecimiento
primero a Dios por haberme
guiado y haber derramado en mí
sabiduría, paciencia, amor y
colmarme de bendiciones
durante la realización de este
trabajo y en todo período
estudiantil.
A mis padres, hermanos por la
comprensión, apoyo y amor
brindados durante la realización
de esta tesis y durante toda mi
vida.
Un agradecimiento especial al
Econ. Juan Lozada y a todo el
personal docente de la carrera
de Comercio Exterior,
Integración y Aduanas.
Zulay Celi.
v
INDICE GENERAL DE CONTENIDOS
Contenido Pág.
CARÁTULA.............................................................................................................................................................. i
AUTORÍA...................................................................................................................................... ii
DEDICATORIA ................................................................................................................................... iii
AGRADECIMIENTO .........................................................................................................................iv
INTRODUCCIÓN ................................................................................................................................. 1
CAPÍTULO 1: EL PROBLEMA ...................................................................................... 3
1.1 Tema ................................................................................................................ 3
1.2 Planteamiento del problema ............................................................................ 3
1.3 Delimitación del problema .............................................................................. 3
1.4 Objetivos ........................................................................................................ 5
1.4.1 Objetivo general ............................................................................... 5
1.4.2 Objetivos específicos ....................................................................... 5 1.5 Justificación..................................................................................................... 6
1.6 Metodología de la investigación .................................................................... 6
1.6.1 Tipo de investigación ....................................................................... 6
1.6.2 Nivel de la Investigación .................................................................. 7
1.6.3 Diseño de la Investigación ............................................................... 7
1.6.4 Método de la Investigación .............................................................. 7
1.6.5 Fuentes y técnicas para la recolección de la información ................... 8
1.6.6 Tratamiento de la información ......................................................... 9
1.7 Marco Teórico ................................................................................................. 9
CAPÍTULO 2: GENERALIDADES DEL PETRÓLEO ................................................ 11
2.1 Antecedentes ................................................................................................. 11
2.2 Que es el petróleo .......................................................................................... 13
2.3 Variedades del petróleo ................................................................................. 14
2.4 Origen del petróleo ........................................................................................ 17
2.5 Fases para la extracción del petróleo ............................................................ 18
2.6 Cadena de valor del petróleo ......................................................................... 28
2.7 Reservas de petróleo en el Ecuador .............................................................. 29
2.7.1 Reservas probadas ........................................................................................ 32 2.7.2 Reservas probables y posibles ................................................................. 33 2.7.3 Reservas remanentes en los campos de Producción ........................... 33 2.7.4 Reservas probadas en los campos de no producción ................... 35 2.7.5 Otras reservas de petróleo en Ecuador ............................................. 35
CAPÍTULO 3: ANTECEDENTES DEL PETRÓLEO EN ECUADOR ....................... .37
3.1 Primeros indicios ........................................................................................... 37
3.2 Hallazgo de petróleo en cantidades comerciales .......................................... .38
vi
3.3 La historia petrolera del Litoral ecuatoriano .......................................................... 39
3.4 Resumen de la Actividad Petrolera en el Oriente ................................................. 43
3.5 Antecedentes de la creación de la Corporación Estatal Petrolera
Ecuatoriana .......................................................................................................... 47
3.5.1 Acciones emprendidas por la CEPE ............................................. 50
3.6 Petroecuador ................................................................................................. 54
3.6.1 Acciones emprendidas por Petroecuador ...................................... .56
3.7 Ley de Hidrocarburos ................................................................................................... 60
3.8 Empresas que prestan servicios petroleros en Ecuador ...................................... 61
3.9 Rondas petroleras ........................................................................................................... 64
3.10 El Oleoducto Trasandino (OTA) ........................................................................... 72
3.11 El Ramal de Villano ................................................................................................... 73
3.12 OCP- Oleoducto para crudos pesados ................................................................... 74
3.13 Oleoducto Transecuatoriano de la República del Ecuador .............................. 77
3.14 La Organización de Países Exportadores de Petróleo OPEP .......................... 78
3. 14. 1 Ecuador en la OPEP ............................................................................... 81
3.15 Comercialización Externa de crudo ....................................................................... 82
3.15.1 Exportación de petróleo y derivados. ................................................. 87
CAPÍTULO 4: EXPORTACIONES DE PETRÓLEO PERIODO 2007-201 ................... 90
4.1 Balanza Comercial Petrolera por año ............................................................ 90
4.1.1 Análisis de la Balanza Comercial Petrolera ................................... 93
4.2 Exportaciones petroleras por año .............................................................................. 95
4.2.1 Análisis de las exportaciones petroleras ....................................... 102
CAPÍTULO 5 PERSPECTIVAS DE EXPORTACIÓN DE PETRÓLEO
PERIODO 2013-2017 ..................................................................................................................... 104
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ..................................................................... 110
Conclusiones ..................................................................................................... 110
Recomendaciones ............................................................................................. .112
ANEXO ............................................................................................................................................... 114
Anexo 1 ................................................................................................................................. 114 BIBLIOGRAFÍA .......................................................................................................... 118
DIRECCIONES ELECTRÓNICAS. ............................................................................ 119
vii
1
INTRODUCCCION
En el año 1967 el Consorcio Texaco Gulf informa del descubrimiento de
petróleo en el Oriente Ecuatoriano y desde el mes de agosto del año 1972,
se inician las exportaciones del petróleo que se había descubierto desde el
Terminal Petrolero de Balao localizado en la Provincia de Esmeraldas hacia
diferentes destinos del mundo. El Ecuador entra en la denominada era
petrolera.
En efecto, desde esa fecha y con los ingresos que se obtienen de las
exportaciones de petróleo se construyen en el país importantes obras de
infraestructura, como el proyecto hidroeléctrico Paute, la refinería de
Esmeraldas, las redes viales, etc, se crean diferentes organismos del
Estado, como la Corporación Estatal Petrolera hoy PETROECUADOR, el
Instituto Ecuatoriano de Electrificación hoy CONELEC, el actual CONATEL,
etc, Organismos que fueron y son vitales en la estructura del Estado.
El petróleo se convirtió así en el principal producto de exportación del
Ecuador y sus ingresos representaron en algunos años más del 50% del
Presupuesto General del Estado y hoy mismo los ingresos de petróleo
significan el 30% de ese presupuesto. Muchos estudiosos, sostienen que el
Ecuador depende de lo que pase con el petróleo.
Los ingresos por exportaciones de petróleo en el período 2007-2012, motivo
de esta tesis, se han incrementado de manera importante, pasando desde
USD 7,524.1 millones en el año 2006 hasta 13.792 millones de dólares en el
año 2012, sin embargo, es necesario indicar que ese incremento del valor de
2
las exportaciones no se debe a una mayor producción de petróleo sino más
bien a un aumento sustancial de sus precios en el mercado internacional.
Del petróleo se obtienen alrededor de 6000 productos, desde combustibles
que sirven para mover los diferentes medios de transporte, hasta la
elaboración de medicinas, como la aspirina, pasando por la obtención de
otros productos, como el plástico, insumos para la agricultura, materiales de
construcción, etc, lo cual explica el porqué de la lucha por este recurso y por
el reparto de la renta que genera. De esta lucha no ha escapado el Ecuador,
en este mismo período el Gobierno resolvió modificar los Contratos de
Participación que estaban vigentes por otros denominados de Prestación de
Servicios; en los primeros, el Estado y las Compañías se repartían la
producción de petróleo mientras que en los de Prestación de Servicios todo
el petróleo es del Estado y a las Compañías se les paga una tarifa por cada
barril que produzcan.
Es de esperar que pase el tiempo y se tengan las cifras para conocer si este
cambio en la modalidad de contrato ha beneficiado al Estado o como
muchos dicen ha perjudicado, en todo caso la producción en este período la
producción de petróleo ha caído en relación al año 2006 y si bien el valor de
las exportaciones han aumentado, esto obedece al incremento de los
precios en el mercado mundial.
3
CAPÍTULO 1
EL PROBLEMA
1.1 Tema
“ANÁLISIS DE LA EXPORTACIÓN PETROLERA PERIODO 2007-2012”
1.2 Planteamiento del problema
¿Qué tan ventajosa han sido las exportaciones de petróleo en el periodo
2007-2012, ha crecido y es favorable para la economía del país o al
contrario no favorece a la economía?
1.3 Delimitación del problema
Se estima que las reservas probadas remanentes de petróleo en el Ecuador
se agotarán en un aproximado de aquí en siete años, si no se mejora la
explotación petrolera, aseguró Rafael Correa, -presidente de la Republica-
en su informe semanal de labores emitido el 6 de abril del 2013.
Indudablemente la economía del país ha crecido durante los últimos años, y
esto se ve reflejado en el PIB.
Permanentemente se escucha que la economía ecuatoriana se sustenta por
el petróleo. Dada ésta afirmación quedaría preguntar, si es verdaderamente
petrolera la economía de Ecuador, y de ser así, ¿En qué medida, y cuál ha
4
sido la tendencia? El desarrollo expuesto a continuación dará respuesta a
éstas preguntas.
Ecuador es una nación que posee una economía poco diversificada, a pesar
de los intentos que los diferentes sectores y Cámaras del país han realizado
para aumentar su participación en el PIB.
Durante el año 2012, el PIB de nuestro país presentó 4,80% ubicándose en
$ 28.226 millones, frente a una expansión de 7,78% en el año 2011,
ubicándose en 26.928.2 millones, en cuanto a producción real (PIB real,
tomando de año base 2007), según datos del Banco Central del Ecuador.
Dentro de éste se destacan la industria camaronera, de derivados del
petróleo, de flores y de los productos industrializados del mar.
Teniendo como resultado que el año 2012 las exportaciones totales fueron
de 23.899 millones de dólares y las importaciones sumaron 24.042 millones
de dólares. Sin embargo, del total de nuestras exportaciones, el 57,7%
corresponden al sector petrolero y el 42,3% al no petrolero.
Ecuador efectivamente tiene concentrado su composición del PIB en el
petróleo, hay que ver si al menos los destinos de estas exportaciones se
encuentran diversificados para disminuir el riesgo de dependencia en una
determinada nación.
Todas las evidencias apuntan a fortalecer la aseveración que Ecuador
depende en gran medida de su producción petrolera. Podríamos considerar
que hemos respondido las preguntas que nos planteamos al inicio.
En resumen, nuestro país es cada vez más dependiente del “oro negro”, por
5
lo que los esfuerzos deberían estas enfocados cada vez más en desarrollar
el resto de industrias importantes; ya que de lo contrario, lo que alguna vez
fue (y aún es) símbolo de prosperidad, puede llegar a convertirse en nuestra
condena.
Un punto positivo es, que nuestro país reingresó a la OPEP porque, como se
ha reconocido, el futuro energético sigue en manos de dicho organismo y
permitirá que el Ecuador tenga acceso a información, a cooperación
tecnológica y económica.
1.4 Objetivos
1.4.1 Objetivo general
Analizar las exportaciones petroleras en el período 2007-2012, con la
finalidad de conocer si estas han fortalecido la economía de nuestro país.
1.4.2 Objetivos específicos
Establecer ventajas y desventajas que ha tenido el Ecuador con respecto a
la explotación y exportación de petróleo.
Analizar cuánto se exportará en el periodo 2013-2017.
6
1.5 Justificación
El comercio internacional aumenta el mercado potencial de los bienes que
produce determinada economía y caracteriza las relaciones entre países,
permitiendo medir la fortaleza de sus respectivas economías.
El propósito de realizar este trabajo es conocer en qué grado las
exportaciones de petróleo han ayudado a la economía de nuestro país.
Si bien es cierto, que el precio del barril del petróleo ha tenido un aumento
considerable en los últimos años, y que nos ha brindado ventajas
comparativas que han fortalecido las exportaciones del crudo, no debemos
depender de un solo producto para sacar adelante a una Nación, teniendo
como desventaja potencial la priorización del crudo.
1.6 Metodología de la investigación
1.6.1 Tipo de investigación
El diseño de investigación de este estudio es:
Explorativo: por cuanto su finalidad es únicamente llegar a un diagnóstico,
que luego de haber analizado retrospectivamente las exportaciones de crudo
se pueda ratificar su incidencia en la economía nacional y como ha ido
variando a lo largo del periodo en cuestión.
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Observacional: por cuanto no se puede manejar las variables antes
mencionadas, solo se ha observado su comportamiento a lo largo del
análisis estadístico proporcionado por los organismos competentes.
Correlacional: porque no se llega a una etapa experimental, que es donde
se podría establecer causa - efecto.
1.6.2 Nivel de la Investigación
De acuerdo con lo indicado, el presente documento contempla el análisis de
las exportaciones petroleras en el periodo 2007-2012. De tal forma, que, el
análisis debe contemplar esquemas reales, donde se puedan determinar las
ventajas y/o desventajas que Ecuador ha tenido en este periodo.
1.6.3 Diseño de la Investigación
Este análisis, se realizó mediante fuentes concretas como las del Banco
Central del Ecuador, el Ministerio de Recursos No Renovables, la Secretaria
de Hidrocarburos del Ecuador, Petroecuador, entre otras.
1.6.4 Método de la Investigación
Método de Observación: con la revisión de la información disponible, se
pretende hacer un análisis retrospectivo del comportamiento de las
exportaciones de crudo.
8
Método Inductivo: una vez que hemos analizado las maneras como se han
conducido las exportaciones de crudo desde al año 2007 al 2012, se puede
analizar en qué medida, ha sido determinante en la economía nacional.
Método Deductivo: cuando se haya podido llegar a establecer si ha incidido
favorable o desfavorable en la economía nacional, se podrá indicar posibles
soluciones para mejorar la captación de divisas.
Método de Análisis: con este método se puede indicar las partes que
intervienen directamente en el tema analizado, de esta manera se logra
valorar las diversas alternativas de solución.
Método de Síntesis: cuando se culminó con el análisis previsto, se pudo
razonar con mayores elementos de juicio sobre la viabilidad de las diversas
alternativas para mejorar la exportación petrolera y optimizar la frágil
economía interna del país.
1.6.5 Fuentes y técnicas para la recolección de la información
Las fuentes utilizadas a lo largo de esta investigación fueron secundarias y
terciarias, las técnicas o medios que se emplearon fueron: Informes
estadísticos de Petroecuador, anuarios del Banco Central del Ecuador,
recopilación de información escrita sobre el tema en libros, revistas,
periódicos, internet, etc.
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1.6.6 Tratamiento de la información.
Al ser Petroecuador la empresa estatal específica en donde se desarrolla el
proceso petrolero, desde la exploración hasta la exportación, se ha creído
que fundamentalmente, se obtenga información en dicha empresa para
reforzarla luego con los datos económicos que maneja el BCE, en cuanto a
valores de recaudación de divisas.
La información final fue analizada estadísticamente y así se muestra la
significancia de los resultados, que fueron tabulados a través de diversos
lenguajes de computación como Excel, graphics entre otros.
1.7 MARCO TEÓRICO
Haciendo un ligero análisis de la economía nacional, es indudable que el
petróleo desde cuando el país se incorpora al mercado mundial
petrolero(1972), se ha convertido en la columna vertebral de la economía
interna, ya que los recursos obtenidos por este sector han contribuido
sustancialmente para el crecimiento y modernización parcial de la economía.
Es parcial, porque mientras se dio un crecimiento sustancial particularmente
de la clase media y media alta urbana, en el sector rural no se dio tal mejora
en la misma proporción.
Es por ello que ha sido preocupación de todos los gobiernos de turno
optimizar la explotación petrolera. Por ejemplo, en este gobierno del Econ.
Rafael Correa, el Econ. Wilson Pastor Morris, Ministro de Recursos
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Naturales No Renovables, el Ing. Carlos Pareja Yannuzzelli, Viceministro de
Hidrocarburos-Ministerio de Recursos Naturales no Renovables, el Ing.
Federico Auquilla Terán, Viceministro de Minas-Ministerio de Recursos
Naturales no Renovables y el Ing. Marco Calvopiña presidente de
Petroecuador propusieron una serie de reformas a la Ley de Hidrocarburos,
con la finalidad de hacer viables dichos cambios en la industria petrolera
ecuatoriana; los cambios que se proponen han sido ampliamente informados
a través de la prensa nacional, como en El Comercio, entre otros medios de
comunicación, donde se pone de manifiesto el inmenso interés por parte de
toda el área económica estatal por optimizar el recurso.
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CAPÍTULO 2
GENERALIDADES DEL PETRÓLEO
2.1 Antecedentes
En los fondos marinos se fueron depositando abundantes capas
sedimentarias, propicias a la formación de petróleo. Con los cataclismos y
movimientos terráqueos producidos por el planeta, al cabo de millones de
años, la estructura geográfica sufrió modificaciones: las aguas se alejaron
emergiendo las actuales regiones costaneras y amazónicas.
La investigación de la historiadora Jenny Estrada en el libro Ancón,
publicado con el auspicio de la Escuela Politécnica del Litoral, dice que el
petróleo de la península de Santa Elena se lo conocía desde antes de la
llegada de los españoles a estas costas. Los nativos lo llamaban copey o
copé, luego vino gente que explotó primitivamente esas minas y la
producción se exportaba al Perú, para la fabricación de brea.
A mediados del siglo XIX se conocen datos más concretos sobre la
existencia del petróleo en nuestro país, cuando el geógrafo ecuatoriano,
Manuel Villavicencio, en 1858, en su libro "Geografía Sobre el Ecuador"
relata que encontró presencia de asfalto y alquitrán en el río Hollín, y en los
manantiales salitrosos de la cordillera del Cututú.
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El petróleo está ubicado en los espacios de la roca porosa, entre las
areniscas y calizas, como el agua en una esponja, por ejemplo.
Un depósito de petróleo para considerarlo como tal, debe tener los mantos
de roca sedimentaria rodeados de capas de roca impermeable (arcillosa)
que impidan su llegada a la superficie y conformen las trampas que lo
retienen.
Estos depósitos pueden localizarse en tierra firme o bajo el lecho marino.
En términos geológicos, las capas subterráneas se llaman “formaciones” y
se identifican por edad, tipo y material de rocas del que se formaron, así lo
indica el Ing. Julio César Granja.
Según el Ing. Julio César Granja, autor del libro El Petróleo misceláneas, “es
obvio indicar que el petróleo se formó allí donde las condiciones geológicas
fueron favorables. Las áreas en las que eso sucedía se llaman “cuencas
sedimentarias” y se las considera como potencialmente petrolíferas, hasta
que las investigaciones geológicas prueben lo contrario”
Este investigador señala que las cuencas petrolíferas son tierras bajas,
como lo fueron en sus orígenes, se presentan a lo largo de las márgenes
continentales, al pie de las altas montañas y en sus planicies contiguas.
En el país, los lugares que contienen petróleo del Oriente corresponden a la
era Mesozoico, del período Cretásico y los de la península de Santa Elena a
la era Cenozoico, del período Terciario, al igual que los yacimientos de gas
del Golfo de Guayaquil.
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La cuenca Oriente ecuatoriana representa una de las cuencas subandinas
más complejas y más atractivas tanto desde el punto de vista científico como
económico. Posee alrededor de 30 mil millones de barriles de petróleo en
sitio (POES) acumulados en cien campos. 1
Granja indica que los “hidrocarburos se hallan almacenados en lo que se
conoce con el nombre de “trampas de petróleo”. Se dividen en trampas
estructurales y trampas estratigráficas”.
En Ecuador la cuenca más conocida es la Oriente, situada entre la cordillera
de Los Andes y los escudos guayanés y brasileño. Tiene dirección norte-sur
y topográfica y geológicamente se extiende hasta las fronteras con Colombia
y Perú. 2
2.2 ¿Qué es el petróleo?
“El petróleo como tal, es una mezcla de hidrocarburos compuestos, los
cuales están conformados por carbono e hidrógeno. Se extrae de los lechos
geológicos en el continente y en el mar. A través de la destilación y
refinamiento del mismo, se obtienen productos como la gasolina, el
queroseno y la nafta.” 3
El petróleo, actualmente, es la fuente energética más importante, en la
producción de energía para todo el mundo. Prácticamente, casi todos los
procesos productivos, al igual que la producción de energía eléctrica, como
1. RIVADENEIRA Marco, BABY Patrice, BARRAGÁN Roberto, “LA CUENCA ORIENTE: GEOLOGÍA Y PETRÓLEO”, Instituto
Francés de Estudios Andinos, Quito, 2004, pág. 13.
2. GRANJA, Julio César, “EL PETRÓLEO MISCELÁNEAS”, Editorial Universitaria, Quito, 1976, págs. 54,55.
3 www.misrespuestas.com/que-es-el-petroleo.html
14
el transporte mundial, dependen del petróleo. Esto se debe principalmente,
al bajo costo de su extracción, almacenamiento y transporte hasta los
lugares donde es vendido.
Asimismo, hay que mencionar, que el petróleo es un recurso no renovable,
al igual que los minerales, el cual tiene una cantidad límite, en cuanto a su
extracción. Algún día, aunque lejano, este recurso se va a agotar.
Por ende, no es un recurso infinito, con el cual podremos contar sin
limitaciones.
2.3 Variedades del petróleo 4
Los petróleos crudos son mezclas complejas que contienen muchos
compuestos hidrocarburos que varían en apariencia y en composición entre
campos petroleros.
Los crudos tienen consistencias que van, desde los que son fluidos como el
agua, hasta los que parecen sólidos de tipo alquitrán y en términos de color
hay algunos claros y otros incluso negros. Un petróleo crudo promedio
contiene cerca de 84% de carbón, 14% de hidrógeno, 1-3% de azufre y
menos de 1% de nitrógeno, de oxígeno, de metales y de sales. Los petróleos
crudos se clasifican generalmente como parafínicos, nafténicos o aromáticos
con base en la proporción predominante de moléculas de hidrocarburos
similares. Los crudos de base mezclada tienen cantidades variables de cada
4. VILLAREAL. Mauricio, “SISTEMATIZACION DE ENSAYOS DE CRUDOS ECUATORIANOS PARA LA
ELABORACION DE PROGRAMAS DE PRODUCCIÓN DE REFINERÍAS DE PETROINDUSTRIAL”, Tesis de
Ingeniería en Sistemas Computacionales, UTN, Ibarra, 2011, págs. 2,3.
15
tipo de hidrocarburo. La alimentación base de las refinerías generalmente
consiste de mezclas de dos o más petróleos crudos distintos.
Barriles de petróleo
Clasificación
La clasificación se basa en tres características importantes que posee el
petróleo y son: por el contenido de azufre, por el contenido de parafina y por
la gravedad.
Por el contenido de azufre
Pueden ser Agrios y Dulces. Los petróleos Agrios tienen gran cantidad de
azufre y se consideran de mala calidad para comercializarlos; Los Dulces no
tienen o tienen poco contenido de azufre y son de buena calidad.
Por el contenido de Parafina.
Según el contenido de parafina se diferencian tres tipos de petróleos: de
base Parafínica, de base Asfáltica y de base Mixta.
16
Los de base parafínica contienen poco o nada de cera parafínica, los de
base asfáltico contienen grandes cantidades de material asfáltico y los de
base Mixta se componen de cera parafínica y material asfáltico.
Por la gravedad.
Según la gravedad pueden ser livianos, medianos y pesados. Los livianos
tienen más de 30 grados API, los medianos entre 22 y 29 grados API y
pesados entre 10 y 21 grados API. Si los hidrocarburos son menores de 10
grados API se consideran asfaltos o también se les llama extrapesados.
Hay que tomar en cuenta que existen parámetros internacionales aplicados
al petróleo, como los del Instituto Americano del Petróleo (API) que fijan las
normas de calidad del mismo, y que a la final afecta al precio final. Así, a
más grados API, mejor es su calidad.
El grado API es la unidad de medida americana para representar la densidad
del petróleo y sus derivados. El crudo del Ecuador (Oriente) tiene un
promedio de 30 grados API, que equivale a un crudo de buena calidad.
En el petróleo se encuentran compuestos hidrocarbonatos los mismo que
pertenecen a varias familias de hidrocarburos como pueden ser parafinas,
iso-parafinas, olefinas, nafténicos, aromáticos, etc.
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2.4 Origen del petróleo5
El origen del petróleo es todavía tema de debate entre los científicos. Si bien
la hipótesis más aceptada es la que le atribuye un origen orgánico, hay otras
opciones para explicar su origen.
Hipótesis inorgánica
Esta hipótesis sostenida por el científico químico ruso Mendelejeff, dice que
el petróleo se originó por la acción del agua sobre acetiluros metálicos con
producción de metano y acetileno. La presión y la temperatura originaron
luego otras reacciones y polimerizaciones formando los otros componentes
del petróleo. Diversas informaciones de origen geológico (en los yacimientos
de petróleo se han hallado siempre restos fósiles de animales y vegetales)
han hecho que esta teoría fuera casi abandonada.
Hipótesis orgánica-vegetal y orgánica animal
Según los científicos Kramer y Engler respectivamente, dicen que el
petróleo se formó por descomposición lenta a presión elevada y al abrigo de
grandes depósitos de algas marinas (hipótesis vegetal) o de restos de
pequeños animales (hipótesis animal) ayudada por el calor que esa gran
presión originó. La teoría se basa en que durante la era terciaria, en el fondo
de los mares se acumularon restos de peces, invertebrados y de algas,
quedando sepultados por la arena y las arcillas sedimentadas.
5. VILLAREAL. Mauricio, “SISTEMATIZACION DE ENSAYOS DE CRUDOS ECUATORIANOS PARA LA
ELABORACION DE PROGRAMAS DE PRODUCCIÓN DE REFINERÍAS DE PETROINDUSTRIAL”, Tesis de
Ingeniería en Sistemas Computacionales, UTN, Ibarra, 2011, págs. 3,4.
18
Las descomposiciones, provocadas por microorganismos, acentuadas por
altas presiones y elevadas temperaturas posteriores, dieron origen a
hidrocarburos. Al comenzar la era cuaternaria los movimientos orgánicos
convulsionaron la corteza terrestre y configuraron nuevas montañas, la
cordillera de los andes entre ellas. Los estratos sedimentarios se plegaron y
el petróleo migró a través de las rocas porosas, como las areniscas, hasta
ser detenido por anticlinales (pliegues con forma de A) y por fallas que
interrumpieron la continuidad de los estratos. El petróleo ocupa los
intersticios de rocas sedimentarias muy porosas, acompañado habitualmente
de gas natural y de agua salada.
2.5 Fases para la extracción del petróleo 6
Exploración
1.- Identificación de áreas de interés.
Con esta etapa se inicia la exploración en una región virgen o desconocida.
Se trata de una fase preliminar en la que se utilizan métodos indirectos como
la geología de superficie (se toman muestras de rocas) o geología de
campo, reconocimiento desde el aire (radares y métodos aeromagnéticos y
aerogravimétricos) y espacio, geoquímica y geofísica.
6. www.buenastareas.com/ensayos/Etapas-De-Exploraci%C3%B3n-Petrolera/2529376.html
19
Esta fase permite identificar áreas con características favorables a la
existencia de hidrocarburos en el subsuelo.
2.- Detección de trampas.
Cuando ya se detectó el área de interés, se procede a identificar las tramas
o estructuras que pudieran contener petróleo. Para esta fase se utilizan
métodos geofísicos de alta tecnología como la sísmica tridimensional (3D) y
métodos avanzados de visualización e interpretación de datos. En esta
etapa se definen en forma detalla las trampas de hidrocarburos
(denominadas prospectos) y se jerarquizan según las reservas estimadas y
su potencial valor económico.
3.- Verificación de la acumulación.
Cuando se han identificado los prospectos, se decide dónde perforar los
pozos exploratorios, único medio seguro de comprobar si realmente hay
petróleo. Durante esta etapa, el geólogo extrae la información de los
fragmentos de roca cortados por la mecha (ripios) detectando estratos
(capas) potencialmente productores. La perforación exploratoria es una
operación muy costosa y de alto riesgo, tanto por la interpretación geológica,
la pericia y el tiempo requeridos, como por los riesgos operacionales que
implica. Estadísticamente, de cada diez pozos exploratorios que se perforan
en el mundo, sólo tres resultan descubridores de yacimientos.
20
Explotación
La explotación consiste en extraer el hidrocarburo por medio de la
perforación de pozos, el área de yacimientos estudiara la zona y realizara un
arreglo de pozos a perforar. Se perforan los pozos y se alinean a batería,
que es a donde llegara todo el hidrocarburo que sale del pozo.
Almacenamiento del crudo
Una refinería no se abastece normalmente directamente a partir del
yacimiento de petróleo, dado que en entre uno y otro punto suele producirse
un transporte intermedio por buque cisterna (petroleros) o por oleoducto. Por
ello, el crudo (petróleo bruto) se almacena tanto en el punto de embarque
como en el del desembarque.
Almacenamiento en la refinería
Las refinerías disponen de numerosos depósitos al comienzo y al final de
cada unidad de proceso para absorber las paradas de mantenimiento y los
tratamientos alternativos y sucesivos de materias primas diferentes.
Asimismo, para almacenar las bases componentes de otros productos
terminados que se obtienen a continuación por mezcla, y para disponer de
una reserva de trabajo suficiente con el fin de hacer frente a los pedidos y
cargamentos de materia prima que les llegan.
Almacenamiento de distribución
21
Solamente una pequeña parte de los consumidores puede ser abastecida
directamente, es decir por un medio de transporte que una de forma directa
al usuario con la refinería. Por este motivo, es más eficaz y económico
construir un depósito-pulmón, Terminal de distribución, surtido masivamente
por el medio de transporte que viene de la refinería, ya sean oleoductos de
productos terminados, buques (para depósitos costeros), barcazas fluviales,
vagones cisterna o camiones cisterna. Estos depósitos suelen estar
ubicados cerca de los grandes centros de consumo (ciudades, polígonos
industriales, etc.). Desde estos depósitos, salen camiones de distribución
que llevan el producto al consumidor final.
Almacenamiento del petróleo
Transporte
En el mundo del petróleo los oleoductos y los buques tanques son los
medios por excelencia para el transporte del crudo. El paso inmediato al
22
descubrimiento y explotación de un yacimiento es su traslado hacia los
centros de refinación o a los puertos de embarque con destino a la
explotación.
Para ello se construye un oleoducto, trabajo que consiste en unir tubos de
acero a lo largo de un trayecto determinado, desde el campo productor hasta
el punto de refinación y/o de embarque. La capacidad de transporte de los
oleoductos varía y depende del tamaño de la tubería. Es decir, entre más
grande sea el diámetro, mayor la capacidad. Estas líneas de acero pueden ir
sobre la superficie o bajo tierra y atraviesan la más variada topografía.
En la parte inicial del oleoducto una “estación de bombeo” impulsa el
petróleo y, dependiendo de la topografía por donde éste pase, se colocan
estratégicamente otras estaciones para que le permitan superar sitios de
gran altura.
Los oleoductos disponen también de válvulas que permiten controlar el paso
del petróleo y atender oportunamente situaciones de emergencia. El gas
natural se transporta en idénticas circunstancias, pero en este caso la
tubería se denomina “gasoducto”. Hay ductos similares que cumplen
funciones específicas: poliductos para gasolina y otros derivados;
propanoductos para gas propano, combustoleoductos para combustóleo,
etc.
23
Trasporte del petróleo a través de oleoductos
Refinado
Para obtener productos de características precisas y utilizar de la manera
más rentable posible las diversas fracciones presentes en el petróleo, es
necesario efectuar una serie de operaciones de tratamiento y transformación
que, en conjunto, constituyen el proceso de refino o refinación de petróleos
crudos.
El petróleo llega a las refinerías en su estado natural para el procesamiento.
Una refinería es un enorme complejo donde ese petróleo crudo se somete
en primer lugar a un proceso de destilación o separación física y luego a
procesos químicos que permiten extraerle buena parte de la variedad de
componentes que contiene. El petróleo tiene una gran variedad de
compuestos, al punto de que de él se pueden obtener por encima de 2000
productos. En las destilerías se destila fraccionadamente al petróleo. Como
está compuesto por más de 1000 hidrocarburos, no se intenta la separación
individual de cada uno de ellos. Es suficiente obtener fracciones, de
composición y propiedades aproximadamente constantes, destilando entre
24
dos temperaturas prefijadas. La operación requiere de varias etapas; la
primera de ellas es la destilación primaria, o topping.
Foto de refinería
Proceso De Topping o Destilación Primaria
El crudo se calienta a 350°C y se envía a una torre de fraccionamiento,
metálica y de 50 metros de altura, en cuyo interior hay numerosos "platos de
burbujeo". Un plato de burbujeo es una chapa perforada, montada
horizontalmente, habiendo en cada orificio un pequeño tubo con capuchón.
De tal modo, los gases calientes que ascienden por dentro de la torre
atraviesan el líquido más frío retenido por los platos. Tan pronto dicho líquido
desborda un plato, cae al inmediato interior.
La temperatura dentro de la torre de fraccionamiento queda progresivamente
graduada desde 350°C en su base, hasta menos de 100°C en su cabeza.
Como funciona continuamente, se prosigue la entrada de crudo caliente
25
mientras que, de platos ubicados a convenientes alturas, se extraer diversas
fracciones. Estas fracciones reciben nombres genéricos y responden a
características bien definidas, pero su proporción relativa depende de la
calidad del crudo destilado, de las dimensiones de la torre de
fraccionamiento y de otros detalles técnicos.
De la cabeza de las torres emergen gases. Este "gas de destilería" recibe el
mismo tratamiento que el de yacimiento y el gas seco se une al gas natural
mientras que el licuado se expende en garrafas. Las tres fracciones líquidas
más importantes son (de menor a mayor temperatura de destilación):
-Naftas: Estas fracciones son muy livianas (0,75 g/ml) y de baja temperatura
de destilación: menor a 175°C. Están compuestas por hidrocarburos de 5 a
12 átomos de carbono.
-Kerosenes: Los kerosenes se destilan entre 175°C y 275°C, siendo de
densidad mediana (0,8 g/ml). Sus componentes son hidrocarburos de 12 a
18 átomos de carbono.
-Gas oil: El gas oil es un líquido denso (0,9 g/ml) y aceitoso, que destila entre
275°C y 325°C. Sus hidrocarburos poseen más de 18 átomos de carbono.
Queda un residuo que no destila: el fuel oil, que se extrae de la base de la
torre. Es un líquido negro y viscoso de excelente poder calorífico: 10000
cal/g. Una alternativa es utilizarlo como combustible en usinas
termoeléctricas, barcos, fábricas de cemento y de vidrio, etc. La otra, es
someterlo a una segunda destilación fraccionada: la destilación conservativa,
o destilación al vacío, que se practica a presión muy reducida, del orden de
pocos milímetros de mercurio. Con torres de fraccionamiento similares a las
26
descriptas se separan nuevas fracciones que, en este caso, resultan ser
aceites lubricantes, livianos, medios y pesados, según su densidad y
temperaturas de destilación. El residuo final es el asfalto, imposible de
fraccionar.
Destilación Secundaria o Cracking
Se entiende por cracking (romper en inglés) a los procedimientos de calor y
presión que transforman a los hidrocarburos de alto peso molecular y punto
de ebullición elevado, en hidrocarburos de menor peso molecular y punto de
ebullición.
Hidrocarburos de muchos átomos de carbono no constituyentes de naftas,
rompen su cadena y forman hidrocarburos de pocos átomos de carbono
constituyentes de las naftas. Con el desarrollo de los motores a explosión, se
hizo necesario aumentar la producción de las diferentes variedades de nafta.
El cracking halló respuesta a esa demanda. Hay muchos procedimientos de
craqueo.
Craqueo térmico en dos etapas
Se inicia la operación de carga con un petróleo reducido al 50%. La carga
llega a un horno tubular donde la temperatura alcanza a 480°C y de allí pasa
a la cámara de reacción, en la que se trabaja a 20 atmósferas y donde el
craqueo se produce en función del tiempo.
La cámara se descarga y los hidrocarburos líquidos y vaporizados son
llevados a una torre evaporadora en la que se separan en tres componentes:
gas, nafta de cracking y diesel-oil, que son fraccionados en una torre
fraccionadora.
27
El fuel-oil se extrae por la parte inferior de la torre evaporadora. Del fondo
del rectificador se extrae gas-oil que se envía a un horno tubular de craqueo
donde la temperatura es elevada a 525°C y de allí se junta con la del horno
tubular pasando a la torre de craqueo siguiendo el ciclo.
El proceso de craqueo térmico, o pirólisis a presión, se desarrolló en un
esfuerzo por aumentar el rendimiento de la destilación. No obstante, la
eficiencia del proceso era limitada porque, debido a las elevadas
temperaturas y presiones, se depositaba una gran cantidad de coque
(combustible sólido y poroso) en los reactores. Esto, a su vez, exigía
emplear temperaturas y presiones aún más altas para craquear el crudo.
Más tarde se inventó un proceso en el que se recirculaban los fluidos; el
proceso funcionaba durante un tiempo mucho mayor con una acumulación
de coque bastante menor. Muchos refinadores adoptaron este proceso de
pirólisis a presión.
Craqueo catalítico con catalizador fluido
Este craqueo produce naftas de mejor calidad usando menores presiones. El
empleado es una arcilla sólida y pulverizada que en forma de polvo fino se
envía por una corriente de aire, comportándose como un fluido.
El proceso es el siguiente: la carga es un gas-oil que se vaporiza pasando
por un horno vaporizador. La brea se separa en una torre y los vapores
pasan a un horno recalentador donde se calientan a 500-510°C.
Los vapores se mezclan con el catalizador que viene de y la mezcla llega a
la cámara de reacción a reactor, donde se produce el cracking a presión
normal y a 480°C.
28
Los vapores ya transformados y la arcilla llegan a un separador donde las
arcillas caen por gravitación y pasan a un horno regenerador que las depura
quitándoles el carbón adherido para ser utilizadas nuevamente. Los vapores
siguen a una torre fraccionadora de cuya cabeza se extrae nafta de gran
poder octánico (70,80), de la parte media gas-oil que se lleva al cracking
térmico y por la inferior un producto que vuelve al sistema por un reciclo.
2.6 Cadena de valor del petróleo 7
Cadena de valor del petróleo
Este proceso inicia con la explotación petrolera realizada por Petroecuador,
Petroamazonas y las compañías privadas (fase 1), sobre todo en la región
Amazónica. Una vez extraído el crudo, se lo transporta desde su lugar de
explotación hacia el centro de fiscalización a través de un sistema de
poliductos, donde se lo cuantifica. Posteriormente, se lo transporta mediante
el Oleoducto de Crudos Pesados (OCP) y el Sistema de Oleoducto
Transecuatoriano (SOTE) (fase 2). El crudo transportado tiene dos destinos:
7. http://extrayendotransparencia.grupofaro.org/cadena-valor-petroleo-ecuador/#.UUI2m9cqmSp
29
Una parte se entrega en las refinerías para su industrialización (fase 3) y otra
se entrega en los diferentes puertos para proceder a su exportación (fase 4).
Por otro lado, debido a que la demanda interna de derivados del país es
mayor a la cantidad producida por las refinerías, se importan derivados
desde diferentes destinos (fase 5), los cuales se suman a los producidos en
refinerías locales y son comercializados por Petroecuador y por compañías
privadas a lo largo del país (fase 6).
2.7 Reservas de petróleo en Ecuador
Al cumplirse cuarenta años del boom petrolero, la quimera del oro negro está
llegando a su fin. Las cifras reales de producción y reservas, señalan un
horizonte hidrocarburífero de apenas diez años; es decir, los ecuatorianos
contamos con poco más de una década para introducir cambios a la matriz
energética y económica, en función de volverle al país menos dependiente
del petróleo.
La importancia del petróleo en la economía nacional, como fuente
generadora de los ingresos que financian en gran medida el Presupuesto
General del Estado y como materia prima de una industria que requiere de
elevadas inversiones para su desarrollo, ha inducido a diferentes
profesionales e instituciones técnicas a realizar estudios sobre la magnitud
de las reservas hidrocarburíferas y a proponer alternativas de producción en
el corto, mediano y largo plazos.
Muchos son los informes que se han reportado al respecto, pero ante la
entrada a la fase de explotación de los nuevos campos de crudos pesados
30
descubiertos u operados por las compañías de prestación de servicios,
resultó imprescindible unificar criterios para, en base a cifras confiables,
planificar el futuro de la industria petrolera nacional.
Para una mejor comprensión de la información, es conveniente revisar
ciertos conceptos relacionados con el tema.
José Salgado Defranc, en el documento no publicado “ANÁLISIS DE LAS
RESERVAS DE PETRÓLEO DEL ECUADOR”, señala que hay pasos que se
siguen para establecer el monto de reservas en un campo petrolero.
“1. Con la geofísica se llega a establecer el tamaño y la forma de una
estructura geológica, en la cual se considera que existe petróleo. En caso de
existir estructuras vecinas ya productoras, se las toma como referencia para
estimar el petróleo original en sitio (POES) y las reservas que probablemente
se llegarían a extraer. En estas mismas estructuras, de ser conveniente, se
corre sísmica adicional 3D para precisar de mejor manera la cantidad de
POES en función del conocimiento de variables como porosidad,
saturaciones de petróleo y agua, viscosidades del crudo y agua. Estas
reservas aún no tienen la categoría de reservas probadas. “8
8. SALGADO, José “ANÁLISIS DE LAS RESERVAS DE PETRÓLEO DEL ECUADOR”, Documento que será
publicado en la 6ta Edición Revista Economía y Negocios de la Facultad de Ciencias Económicas y
Negocios-UTE, 2013, pag.1.
31
“2. La perforación de uno o más pozos exploratorios permite comprobar la
presencia de petróleo, así como las características de la formación geológica
y las de los fluidos de petróleo, gas natural y agua. Con esta información,
más la proveniente de la geofísica, se calcula el POES y un factor de
recuperación para establecer el volumen de reservas probadas. Luego, con
la perforación de pozos de avanzada y desarrollo se afinan los cálculos para,
a medida que se extraen los fluidos nombrados y la obtención de una mejor
información del yacimiento, proceder periódicamente a corregirlos con el fin
de incrementar el conocimiento del mismo. La denominada simulación de
yacimientos se aplica en esta etapa con la finalidad de predecir el
comportamiento de la producción futura de petróleo.” 9
TIPOS DE RESERVAS
Se puede decir que a todo el volumen de hidrocarburos existentes en un
área se denomina RECURSOS, y la identificación de las condiciones
necesarias para la acumulación, la comprobación de su existencia y la
posibilidad de explotación de los hidrocarburos, hacen que parte de estos
recursos se conviertan en RESERVAS.
9. Ibid.
32
2.7.1 RESERVAS PROBADAS
Una reserva probada es el volumen de hidrocarburos cuya existencia ha sido
verificada por medio de información confiable obtenida de perforaciones,
registro de pozos, análisis de núcleos y fluidos, pruebas de producción, etc.
“En todos los campos petroleros del país, las reservas probadas originales al
31 de diciembre de 2005 ascendieron a la suma de 8.296’546.322 barriles.
De este total 6.559'371.597 barriles corresponden a campos en producción y
1.737'174.724 a campos en no producción.
Según informa el periódico El Hoy del 11 de enero de 2012, la actividad
exploratoria ha significado la incorporación de 33'000.000 barriles en el año
2010 y 18'000.000 barriles en el año 2011. Al no ser información oficial, en
este documento hemos preferido no sumar estos valores al gran total de
reservas probadas hasta que las autoridades pertinentes den la información
oficial. En todo caso, de acuerdo a la información proporcionada por el diario
capitalino, podemos percatarnos de que las nuevas reservas encontradas
corresponden a valores mínimos.
Respecto al total de 8.296'546.322 de reservas probadas, es necesario
realizar la misma precisión que antes realizamos al indicar los datos del
POES. Se debe restar los 315'686.000 que como reservas probadas se
asignaban al campo Pungarayacu y a futuro se deberá añadir lo que el
desarrollo de este campo permita calcular, aclarando eso sí que la
33
recuperación no será primaria, sino mejorada, lo cual implica que los costos
de extracción serán bastante elevados. “10
2.7.2 RESERVAS PROBABLES Y POSIBLES
En cuanto a las reservas probables y posibles, es el volumen de
hidrocarburos que pudiera provenir de rocas de acumulación identificadas
pero que aún no han sido perforadas.
“Las reservas probables llegan a la cifra de 371’936.423 barriles y las
reservas posibles alcanzan la cifra de 523’426.241 barriles. A estas últimas
se les asigna un porcentaje de éxito o de probabilidad de ocurrencia del
50%. No se cuenta con información que permita considerar que estas
reservas, o por lo menos una parte, hayan pasado a la categoría de
probables y luego de probadas.” 11
2.7.3 RESERVAS REMANENTES EN LOS CAMPOS EN PRODUCCIÓN
La reserva remanente es la cantidad de petróleo que queda en el yacimiento
luego de un determinado período de producción.
10. Ibid p 2.
11. Ibid.
34
“Las reservas remanentes son los volúmenes de hidrocarburos
recuperables, cuantificables a cualquier fecha posterior al inicio de la
producción comercial y que todavía permanecen en el yacimiento. De
acuerdo a esta definición, las reservas remanentes se obtienen de los
campos en producción, pues son los únicos que presentan producción
comercial de petróleo.
Estas reservas son el resultado de la diferencia entre las reservas probadas
originales de los campos en producción menos la producción acumulada, y
son cuantificadas por el Ministerio de Recursos Naturales No Renovables al
31 de diciembre de cada año. Si se parte del dato de que las reservas
probadas originales en campos en producción en el Ecuador se calcularon
en 6.559'371.597 y se resta la producción acumulada al 31 de diciembre del
2011 de 4.882'997.081, llegaremos a la conclusión de que las reservas
remanentes en nuestro país llega a 1.676’374.516 barriles. Si se suma el
dato de los 51 millones dado por el periódico El Hoy, las reservas
remanentes se situarían en 1.727 millones de barriles.
Cabe indicar que entre el 31 de diciembre del 2005 y el 31 de diciembre de
2011, estas reservas se redujeron en 1.097’742.445 barriles, a un ritmo
promedio anual de 182’957.074 barriles. De continuar con las actuales tasas
de extracción de petróleo, sin tomar en cuenta las reservas probadas de los
campos en no producción, el Ecuador tendría petróleo para unos 10 años
más.”12
12. Ibid pp. 2 y 3.
35
2.7.4 RESERVAS PROBADAS EN LOS CAMPOS DE NO PRODUCCIÓN
“Se sitúan en 1.737'174.724 barriles. De éstos, 950'722.240 barriles
pertenecen a los campos del denominado proyecto Ishpingo-Tambococha-
Tiputini (ITT). En este caso también es recomendable restar los 315
millones de barriles del campo Pungarayacu, por las consideraciones
realizadas anteriormente.”13
2.7.5 OTRAS RESERVAS DE PETRÓLEO DEL ECUADOR
Imagen Reservas de Petróleo en Ecuador
13. Ibid p. 3
36
EL CAMPO ISHPINGO-TAMBOCOCHA-TIPUTINI (ITT)
“En el caso del campo ITT existe la posibilidad de explotar 920´000.000
barriles durante 25 años, divididos en 412’000.000 barriles de reservas
probadas y 508’000.000 barriles de reservas probables. El perfil de
producción para el caso de los 920´000.000 barriles se caracteriza por una
media de producción de 100.000 barriles por día durante 25 años, con un
máximo de 190.000 barriles por día luego de 2 años de iniciada la
producción, y un mínimo de 50.000 barriles por día después de los 25 años.
La densidad promedio del petróleo del ITT es de 14.7°API (con crudo de
13.8 a 15.4 °API).”14
Entonces las reservas de petróleo no son sino una suposición de cuánto
petróleo hay bajo el suelo. Son un cálculo de cuanto petróleo se puede sacar
de los yacimientos conocidos. Son, por lo tanto, una estimación que implica,
al menos tres factores: los yacimientos de petróleo ya comprobados, la
tecnología disponible y el volumen de crudo extraído hasta el momento.
14. Ibid p.6
37
CAPÍTULO 3
ANTECEDENTES DEL PETRÓLEO
EN ECUADOR
3.1 PRIMEROS INDICIOS
“En Ecuador se explota petróleo en dos zonas: en la Península de Santa
Elena y en la Amazonía.
La historiadora Jenny Estrada, en su libro “Ancón”, señala que el petróleo de
la península de Santa Elena se conocía desde antes de la llegada de los
españoles a estas costas. Los nativos lo llamaban copey o copé, luego se
explotó primitivamente esos yacimientos y la producción se exportaba al
Perú, para la fabricación de brea.”15
El padre Juan de Velasco en su “Historia del Reino de Quito” da cuenta que
en los pueblos de Chanduy y Chongón (hoy provincia de Santa Elena)
existían diversos manantiales perennes naturales de alquitrán y brea, que se
utilizaban para calafatear los barcos.
Recién a mediados del siglo XIX se conocen datos ciertos sobre la
existencia del petróleo en nuestro país. El geógrafo ecuatoriano, Manuel
Villavicencio, en su libro (1858) “Geografía sobre el Ecuador” relata que
15. GORDILLO, Ramiro, “¿EL ORO DEL DIABLO? ECUADOR: HISTORIA DEL PETRÓLEO”, Corporación Editora Nacional,
2003, Quito, Pág. 15
38
encontró presencia de asfalto y alquitrán en el río Hollín, y en los
manantiales salitrosos de la cordillera del Cutucú, provincia de Morona
Santiago.
3.2 Hallazgo de petróleo en cantidades comerciales
“La Península de Santa Elena, hoy provincia del mismo nombre, es el lugar
donde se desarrollaron las primeras actividades hidrocarburíferas en el país,
que datan de comienzos del siglo XX, con la perforación del pozo
exploratorio Ancòn 1 a cargo de la compañía inglesa Anglo Ecuadorian Oil
Fields, en el año 1911, el cual arrojó un crudo de 32º API”.16
“Para 1919, la Anglo perforó el pozo Ancòn 4 tuvo un pico de producción de
tres mil barriles diarios de crudo 32º API. En 1925 se tiene registrada una
producción anual de 130.365 barriles. En 1940 construyó la refinería La
Libertad (que todavía funciona) con dos plantas de destilación primaria
para procesar mil barriles por día de crudo”. 17
“Estas actividades estuvieron caracterizadas por privilegios y concesiones a
varias compañías extranjeras sin beneficio para el Estado ecuatoriano.
Actualmente en esta zona se extrae crudo de 32 grados, considerado como
uno de los mejores por su mayor facilidad para la refinación, aunque en muy
pequeña cantidad.
16. Informe Estadístico 1972-2006, Gerencia de Economía y Finanzas, Planificación Corporativa de Petroecuador, Informe
Estadístico 1972-2006, Quito, pág. 32
17. GUERRA, Edmundo, “LAS RELACIONES SOCIALES, AMBIENTALES Y CULTURALES EN LA REGIÓN AMAZÓNICA:
LAS EMPRESAS PETROLERAS, LAS ETNIAS Y EL ESTADO”, trabajo de investigación, 2003. Quito
39
Desde1927, se produjo un incremento sustancial de la producción petrolera
de la compañía Anglo en esa región, de 3000 barriles diarios de promedio
anual, continuó incrementándose consistentemente hasta 1955 cuando
alcanzó su máximo nivel con cerca de 10 000 barriles por día de promedio
anual”. 18
3.3 La historia petrolera del Litoral ecuatoriano 19
-En 1878, se otorga la primera concesión, a favor del ciudadano colombiano
M.G.Mier, para que pueda extraer de los terrenos comprendidos en la
urisdicción de la parroquia Santa Elena toda especie de sustancias
bituminosas que en ellos se encuentren, tales como petróleo, brea y
kerosene.
-En 1885 el italiano Salvador Viggiani consolida los derechos de varios
concesionarios de esos suelos.
-En 1886, el Congreso de la República expide el Primer Código de Minería
del Ecuador, que declara la propiedad estatal sobre minas, pero que
reconoce el dominio particular sobre la superficie del terreno que las cubra.
-En 1890, El Congreso reforma el Código de Minería e introduce una
enmienda que permite el arrendamiento de las minas hasta por 50 años,
disposición que fue derogada por el Congreso de 1901.
18. GORDILLO, Ramiro, “¿EL ORO DEL DIABLO? ECUADOR: HISTORIA DEL PETRÓLEO”, Corporación Editora Nacional,
2003, Quito, pág. 35
19. www.eppetroecuador.ec/idc/groups/public/documents/archivo/001138.pdf
40
-En 1902, se concede a Salvatore Viggiani derechos sobre los yacimientos
Carolina, Las Conchas y Santa Paula, en una extensión de 1.200 hectáreas.
Estos yacimientos se otorgaron más tarde al Dr. Francisco Illescas, quien
traspasó el dominio a la empresa Carolina Oil Company. (La concesión
caducó en 1972 y desde 1973 los campos revirtieron al Estado, a través de
CEPE, que recién en 1976 asumió su explotación).
-En 1909, se firmó el contrato para la exploración y explotación de minas y
yacimientos de petróleo, asfalto y gas natural, a favor de Carlton Granville
Dunne.
-En 1909, la firma Medina Pérez obtiene derechos para explorar y explotar
petróleo de 23 yacimientos repartidos en una superficie de 8.900 hectáreas.
Para ello funda la empresa Concepción Ecuador Oil Limited.
-En 1911, llegaron al Ecuador los primeros equipos manuales de perforación
a percusión, importados desde Inglaterra por el geólogo francés Carlos Van
Isschot.
-En 1911, se perforó el primer pozo petrolero en la Península de Santa
Elena, denominado Ancón 1, con resultados positivos. Desde esa fecha se
inició la explotación de petróleo en el Ecuador.
-En ese mismo año, el Presidente Leonid as Plaza Gutiérrez promulgó el
Código de Minería reformado, que declara de propiedad estatal al petróleo y
demás sustancias sólidas.
-En 1916, se formó, en Guayaquil, la compañía Mine Williamson y Co., para
explotar el petróleo de la Península de Santa Elena (hoy provincia del mismo
nombre).
41
-En 1919, se funda, en Londres, la Anglo Ecuadorian Oilfields Limited para
explorar yacimientos en la Península de Santa Elena. La empresa se instaló
en Guayaquil, en 1923, y obtuvo -por traspaso- los derechos de la empresa
Mine Williamson.
-En 1921, el Presidente José Luis Tamayo expidió la Primera Ley sobre
yacimientos o depósitos de hidrocarburos, inspirado por un abogado
extranjero que entonces estaba de paso por el país.
-En 1929, la empresa Petrópolis Oil Company obtuvo una concesión de
1.200 hectáreas en la Península de Santa Elena. Sus estructuras resultan
positivas y acrecientan el interés por otras áreas de la región.
-En ese mismo año, la sociedad conformada por Ecuadorian Oilfields Limited
y Juan Xavier Marcos obtuvo concesiones en esta zona.
-En 1933, se crea la Dirección General de Minas y Petróleos, adscrita al
Ministerio de Obras Públicas, y se nombra a su primer director, justamente a
quien fuera gerente vitalicio de la Anglo, Enrique Coloma Silva.
-En 1937, durante la dictadura de Federico Páez se promulgó una nueva Ley
de Petróleos que facilitaba la apertura ilimitada del país a compañías
extranjeras.
-En 1938, el Jefe Supremo de la República, General Alberto Enríquez Gallo,
expidió el Decreto No 45, que introdujo modificaciones al contrato e
incrementó las regalías a la compañía Anglo, en beneficio del país.
-En 1941, la Compañía Petrolera Comercial de la Costa, Ecuapetrol, logró
una concesión que posteriormente la traspasó a Manabí Exploration
Company, la cual emprendió la búsqueda de petróleo en la provincia de
42
Esmeraldas, en la frontera con Colombia. Esta empresa se adjudicó tierras
en Daule, cerca de Guayaquil, que luego las traspasó, en 1950, a la
compañía Tennesee. Meses más tarde, se creó La Cautivo- Empresa
Petrolera Ecuatoriana, que ocupó el segundo lugar en importancia en la
Península, después de la Anglo.
-En 1954, la California Oil Company, subsidiaria de la Standard Oil
Company, obtuvo en concesión áreas para explotar en las costas del Golfo
de Guayaquil, en la cuenca de Manta y en la Provincia de Esmeraldas, en
Borbón. Los resultados son negativos y las concesiones devueltas.
-En 1957, se entregó en concesión a la empresa de Alberto Puig Arosemena
2.460 hectáreas.
-En 1964, la Junta Militar de Gobierno otorgó al Consorcio Texaco-Gulf, por
el lapso de 40 años, prorrogables por 10 más, una concesión de un millón
431 mil 450 hectáreas, en la región amazónica.
-En 1965, la Anglo Ecuadorian Oilfields Limited amplió sus concesiones en el
Litoral al recibir una adjudicación de 491 mil hectáreas para la explotación.
Los resultados de la búsqueda son negativos y por ello devolvió las áreas
adjudicadas.
-En 1967, la Compañía Anglo proclama que los yacimientos de la Península
de Santa Elena están casi agotados, por lo que su operación no es rentable,
por ello, determinó que desde esa fecha se dedicará a la refinación,
mediante la importación de mezclas de crudos y al monopolio en la
distribución de gasolinas de 64 y 80 octanos.
43
-En todo su período de explotación, la producción de la Península de Santa
Elena sirvió únicamente para atender el abastecimiento interno. Los saldos
exportables fueron muy bajos.
Entre 1928 y 1957, el país exportó 42 millones de barriles. Eso significó que
en casi tres décadas se vendió en el exterior un volumen similar a las
exportaciones de los primeros ocho meses de 1972, cuando se inició el
nuevo período petrolero en el Ecuador.
Primer pozo petrolero perforado en Ancón, provincia de Santa Elena.
3.4 Resumen de la Actividad Petrolera en el Oriente 20
-La primera concesión que se realizó en esta región, a una compañía
extranjera data de 1921, cuando la Leonard Exploration Co., de Nueva York,
EE.UU., obtuvo del gobierno ecuatoriano la concesión de un área de 25 mil
kilómetros cuadrados por más de 50 años, para estudiarla, explorar y
explotar.
30. Informe Estadístico 1972- 2006, Gerencia de Economía y Finanzas, Planificación Corporativa de Petroecuador, Quito,
página 32.
44
La concesión se canceló 16 años más tarde porque se negó a pagar al
Estado una deuda de 126 mil sucres.
-En 1938, se concedieron 10 millones de hectáreas al grupo Royal Dutch
Shell, a un precio de cuatro centavos de sucre por hectárea, a través de una
compañía fantasma: la Anglo Saxon Petroleum Co., que en poco tiempo
transfirió sus acciones a la Shell, con el aporte de abogados y políticos
nacionales.
-En 1948, la empresa Shell devolvió al Estado parte de la concesión,
argumentando que no existe petróleo en la zona. Esta aseveración
determina que, en 1952, el entonces Presidente, Galo Plaza, luego de una
visita a la región amazónica, exprese la famosa frase: “El Oriente es un mito,
el destino ha querido que no seamos un país petrolero, sino agrícola”.
-En 1948, se decretó una nueva concesión de cuatro millones de hectáreas,
a 10 centavos de sucre por hectárea, a favor del Consorcio Estándar Royal
(Esso Shell).
-En la década de 1960, el Ecuador es víctima de una triste historia, cuando
se otorga una concesión de cuatro millones 350 mil hectáreas, a favor de
Minas y Petróleos del Ecuador, su presidente es un ciudadano austriaco:
Howard Steven Strouth, quien manda a acuñar una medalla de plata en la
que consta su efigie y la leyenda en el reverso que dice: “descubridor de
petróleo en el Oriente” y, en el anverso, un mapa de la concesión.
-Posteriormente, traspasó la concesión Coca Consorcio Texaco Gulf en una
suma millonaria, sin conocimiento ni autorización del gobierno nacional; por
la cual había pagado al Estado ecuatoriano S/. 0.022 por hectárea. En este
45
contrato, en particular, se re servaba una actividad a Ecuador: el cobro de
regalías a los derivados que se obtenían con el petróleo.
-Howard Steven Strouth, vende las acciones de Minas y Petróleos a ocho
compañías internacionales y, él mismo, conforma una serie de empresas
fantasmas a las que sucesivamente traspasa acciones. Finalmente, negocia
el 75 por ciento de acciones con las compañías Norsul y Fénix de Canadá.
-Por toda esta serie de irregularidades, años más tarde, se decretó el
impuesto del 86% al traspaso ilegal de concesiones realizadas en el pasado
y se dispone que el consorcio Texaco-Gulf se constituya en Agente de
Retención de ese impuesto. Su producto se destina a la capitalización del
Banco Nacional de Fomento.
-El contrato con Minas y Petróleos caducó porque esta empresa se niega a
cumplir con la Ley de Hidrocarburos y a firmar un nuevo documento. A
CEPE le revierten todas sus áreas e instalaciones existentes.
-El Estado ecuatoriano licitó estas áreas, pero solo dos empresas presentan
ofertas: Kopex de Polonia y YPF de Argentina. La razón: la compañía Minas
y Petróleos boicoteó a las empresas interesadas en participar,
amenazándolas con demandas si firmaban contratos con el país.
-En 1964, la Junta Militar de Gobierno otorgó, por el lapso de 40 años,
prorrogables por 10 años más, una concesión de 1.4 millones de hectáreas
al consorcio Texaco - Gulf, pero el área disminuye debido a que en 1965,
mediante decreto se establece, que el límite de las áreas para exploración
será de 500 mil hectáreas y de 250 mil hectáreas, para explotación.
46
-El 29 de marzo de 1967 brotaron 2.610 barriles diarios de petróleo del pozo
Lago Agrio No 1, a una profundidad de 10.171 pies de la concesión Texaco
Gulf. Exitoso encuentro que dio inicio a una nueva etapa petrolera en el
Ecuador.
-En 1968, aumentó el proceso para la explotación de áreas
hidrocarburíferas.
Solamente en los meses de julio y agosto se otorgaron concesiones a siete
empresas por cerca de cuatro millones de hectáreas.
-En 1970, la compañía William Brothers inició la construcción del sistema de
Oleoducto Transecuatoriano para transportar el crudo desde el Oriente hasta
Balao
-En 1971, el presidente Velasco Ibarra promulgó dos leyes importantes: la
Ley de Hidrocarburos y la Ley Constitutiva de la Corporación Estatal
Petrolera Ecuatoriana, CEPE, las que entraron en vigencia en 1972.
-En 1971, se revisó el contrato original de Texaco-Gulf y se obliga a la
empresa a devolver al Estado ecuatoriano 930 mil hectáreas.
-En 1972, en vísperas de iniciar las exportaciones de crudo Oriente, más de
cuatro millones de hectáreas de la región Amazónica y del Litoral están en
poder de diversas compañías extranjeras.
-Desde mediados de 1972, el sector petrolero asume importancia inusitada
en la estructura económica del país, porque produce cambios económicos
sustanciales en el comportamiento financiero del Ecuador.
Estos hechos enunciados rápidamente muestran la historia de las
inversiones “petroleras privadas” en Ecuador. Las actitudes no han
47
cambiado en absoluto, se aprovecha de la ignorancia y/o corrupción para
lograr beneficios para capitales extranjeros, que generalmente dejan muy
poco para Ecuador.
En adelante, el país concentrará su esfuerzo en explorar en la Amazonía
mediante una concesión de más de tres millones de hectáreas, obtenida a
través de una división de la empresa denominada Anglo Oriente.
3.5 Antecedentes de la creación de la Corporación Estatal Petrolera
Ecuatoriana (CEPE) 21
La serie de concesiones y contratos que se dieron, principalmente a partir de
1960, en los sucesivos gobiernos (Velasco Ibarra, Carlos Julio Arosemena,
Junta Militar de Gobierno entre otros), fueron el detonante para el
surgimiento, a finales de la década, de una corriente nacionalista de la
administración de los recursos naturales por parte del Estado.
En 1967 ya se dieron los primeros pasos para la creación de un ente estatal
para que dirija el manejo del petróleo. Así lo señala Ramiro Gordillo en su
libro ¿El Oro del Diablo?: “…los diputados Carlos Julio Arosemena y
Alejandro Serrano habían presentado a la Asamblea Constituyente un
proyecto de decreto mediante el cual se pretendía crear la empresa estatal
de petróleo…”
21. www.eppetroecuador.ec/idc/groups/public/documents/archivo/001138.pdf
48
Foto Archivo histórico CEPE/Petroecuador
La estatal petrolera abrió el camino, generó empleo, desarrolló inversiones,
agregó valor al crudo, al refinarlo. Dio más recursos al país y construyó gran
parte de la actual infraestructura petrolera.
Foto Archivo Histórico CEPE/ Petroecuador
CEPE inicia su actividad el 23 de junio de 1972, con 17 funcionarios, un
presupuesto de 29 millones de sucres y la misión de precautelar los
hidrocarburos del suelo ecuatoriano para convertirlos en un recurso que
alimente el desarrollo económico y social del país. Por primera vez en su
historia, el país, pasó a manejar todas las fases de la industria petrolera:
exploración, explotación, industrialización, y comercialización en ejercicio de
un legítimo derecho de soberanía frente a la acción de las transnacionales.
49
Pero además, inició la preparación tecnológica en medio de la dura
resistencia de los intereses locales y extranjeros.
Ampliación de Refinería Esmeraldas
Foto Archivo histórico CEPE/Pet roecuador
Esto fue un esfuerzo y una reacción mundial desarrollada por los países
productores de petróleo que se agruparon en la OPEP.
CEPE ingresó a la Organización de Países Exportadores de Petróleo el 19
de noviembre de 1973, en ese entonces con reservas probadas de 1.884
millones de barriles de petróleo. En 1974 asume parcialmente la
comercialización interna de derivados que estaba en manos de Anglo y Gulf.
50
Cuadro N. 1
CAMPOS PETROLEROS EN 1975
Region Nombre Region Nombre
Oriental 1.- Lago Agrio 19.- Pucuna Costa 1.-San Joaquín 19.- Manantial
2.- Sacha 20.- Oglàn 2.- Tigre 20.-San Raymundo
3.-Shushufindi 21.- Camino 3.- Atlanta 21.- Concepción
4.- Aguarico 22.- Culebra 4.- Tablazo 22.- Certeza
5.-Auca 23.- Tangay 5.- Santa Fe 23.- Santa Paula
6.-Yuca 24.- Tigüino 6.-Santo Tomàs 24.- Las Conchas
7.- Zorro 25.- Joan 7.- Emporio 25.- Petrópolis
8.- Bermejo 26.- Eno 8.- Cacique
9.- Dureno 27.- Ron 9.- Concepción
10.- Tivacuno 28.- Vista 10.- Ecothea
11.- Fanny 29.- Espejo 11.- Carmela
12.- Marian 30.- Cocha 12.-Cautivo
13.- Atacapi 31.- Araña 13.-Valparaiso
14.- Coca 32.- Puma 14.- Ahuquimi
15.- Cononaco 33.-Yuca Sur 15.-Progreso
16.- Cuyabeno 34.-Auca Sur 16.-Matilde
17.- Charapa 35.-Sacha Oeste 17.- Achallan
18.- Paraguaco 18.-Libertad
Fuente: Arauz Luis Alberto, MANUAL DE LA LEGISLACION PETROLERA ECUATORIANA, Diciembre
1975
Elaboración: Adaptado por La Autora
3.5.1 Acciones emprendidas por la CEPE 22
-El 23 de Junio de 1972 se creó la Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana
(CEPE) entidad encargada de desarrollar actividades asignadas por la Ley
de Hidrocarburos: explorar, industrializar y comercializar otros productos
necesarios de la actividad petrolera y petroquímica.
22. Documento de trabajo interno, CEPE, Quito, 1984, pág. 13.
51
-CEPE inició sus actividades en exploración, es decir, en la búsqueda de
nuevos yacimientos; en comercialización, transporte de hidrocarburos y
derivados, en medio de la resistencia de intereses locales y extranjeros.
-El 17 de agosto de 1972, se realizó la primera exportación de 308.238
barriles de crudo, vendidos a US $ 2.34 el barril, por el puerto de Balao, en
Esmeraldas.
-El mapa petrolero nacional comienza a modificarse con la revisión de áreas
que estaban en poder de las compañías extranjeras, y que pasan a formar
parte del patrimonio de CEPE, que empezó a negociar directamente los
nuevos contratos de asociación para la exploración y explotación de
hidrocarburos.
-En 1972, CEPE asumió el control del poliducto Durán-Quito, única arteria de
transporte moderno de combustibles.
-En noviembre de 1973, Ecuador ingresó a la Organización de Países
Exportadores de Petróleo, OPEP, en calidad de miembro titular.
-Desde 1974, en forma parcial y, desde 1976, en forma total, CEPE asume
la actividad de comercialización interna, que hasta ese entonces era
responsabilidad de las empresas Anglo y Gulf. Para desalojar la producción
de crudo y derivados se construyeron los terminales marítimo y terrestre de
Esmeraldas y el poliducto Esmeraldas -Quito. Posteriormente, se amplió los
sistemas de almacenamiento en Guayaquil y Quito, y se instalaron los
terminales gaseros y las envasadoras de gas.
52
-El 19 de marzo de 1974 se adjudicó la construcción de la Refinería
Esmeraldas al consorcio japonés Sumitomo Chiyoda por un monto de 160
millones de dólares.
Hoy es la planta industrial de procesamiento de crudo más grande del país.
La planta inició sus operaciones en 1977; ha tenido dos ampliaciones y
actualmente su capacidad de procesamiento total es de 110 mil barriles
diarios.
-El 5 de junio de 1974, CEPE compró el 25% los derechos y acciones de los
activos del consorcio Texaco-Gulf, por un valor de 42 822 784 dólares,
convirtiéndose en el consorcio CEPE-Texaco-Gulf, resultado de una decisión
nacional, autónoma y soberana, con la que ingresa a ser partícipe directa de
la actividad petrolera.
-En junio de 1975 finalizó con éxito la primera perforación exploratoria de
CEPE en la región amazónica: el pozo 18-B Fanny, luego de un mes de
pruebas, arrojó una producción diaria de 2.066 barriles
-En septiembre de 1975, CEPE asumió la comercialización del gas licuado
de petróleo procesado por las compañías Cautivo y Anglo.
-En enero de 1976, revirtió al Estado todo el campo Ancón operado y
explotado por la compañía Anglo. En junio de ese mismo año, pasaron a
poder del Estado las áreas que operaba CEPECA, con lo cual CEPE
comenzó a explotar los 803 pozos productivos de la Península de Santa
Elena.
-En diciembre de 1976, CEPE adquirió el remanente de los derechos y
acciones de la compañía Gulf, esto permitió que la participación de CEPE en
53
el consorcio TEXACO-GULF sea mayoritaria con el 62.5% de acciones,
conformándose así el nuevo consorcio CEPE-TEXACO.
-En enero de 1977, CEPE controló el 100% de las operaciones de
abastecimiento de los combustibles.
-En marzo del mismo año, se inauguró la refinería Estatal Esmeraldas con
capacidad para procesar 55.600 barriles de petróleo por día.
-En junio de 1977, entraron en operación los terminales de almacenamiento
de combustibles de Quito y Ambato
Foto Archivo Histórico de Petroecuador
-En noviembre del mismo año, se inauguró el terminal de almacenamiento
de combustibles y envasado de gas licuado de petróleo, denominado El
Beaterio.
-En septiembre de 1980 se inauguró el poliducto Esmeraldas-Quito, después
de dos años que demoró su construcción.
54
-En enero de 1981, el gobierno de Jaime Roldós inaugu ró la Planta de Gas
de Shushufindi con capacidad para procesar 25 millones de pies cúbicos de
gas natural
-En mayo de 1985, se firmó la contratación para la ampliación de la Refinería
de Esmeraldas, de 55.000 a 90.000 barriles con el consorcio japonés
Sumitomo Chiyoda, a un costo de 114.4 millones de dólares.
-En marzo de 1987 un terremoto de gran magnitud rompió el Oleoducto
Transecuatoriano lo que paralizó las actividades hidrocarburíferas del país
por más de tres meses.
-En julio de 1987, se inaug uró la Refinería Amazonas en Shushufindi, con
una capacidad para procesar 10.000 barriles diarios de crudo.
3.6 Petroecuador 23
Al cabo de 17 años de un trabajo tesonero y no pocas dificultades y
oposición, la Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana debió ceder el paso
a un nuevo modelo empresarial, acorde con los tiempos y nuevos desafíos.
Con la intención de mejorar la administración de los recursos petroleros
estatales y dinamizar la industria hidrocarburífera, dotándola de mecanismos
que le permitan competir en el mercado, con eficiencia y rentabilidad se crea
la Empresa Estatal Petróleos del Ecuador (PETROECUADOR), el 26 de
septiembre de 1989, mediante la Ley Especial No. 45, durante el gobierno
del Dr. Rodrigo Borja Cevallos.
23. RIVADENEIRA, Marco, “LA CUENCA ORIENTE: GEOLOGÍA Y PETRÓLEO”, Instituto Francés de Estudios Andinos,
Petroecuador, Quito, 2002, pág.13.
55
Edificio Alpallana, sede de Petroecuador
La nueva empresa estatal se instaura con personería jurídica, patrimonio
propio, autonomía administrativa, económica, financiera y operativa, con
facultades para cubrir sus costos empresariales, entregar al fisco el 90% de
sus ganancias e invertir el 10% restante en el robustecimiento institucional,
especialmente en el área de exploración.
PETROECUADOR se crea bajo un sistema de empresas asociadas
(holding) conformado por una matriz y seis filiales. Tres de carácter
permanente: Petroproducción, Petroindustrial y Petrocomercial y tres
transitorias: Petroamazonas, Transecuatoriana de Petróleos y
Petropenínsula. A todo el conjunto se lo denominó Sistema Petroecuador,
según el modelo internacional vigente, en esa época, para empresas
petroleras.
Logotipo de PETROECADOR
56
La Ley para la Promoción de la Inversión y de la Participación Ciudadana,
publicada en el Registro Oficial del 18 de agosto de 2000, reformó la Ley
Especial de Petroecuador estableciendo vicepresidencias en lugar de
gerencias en las tres filiales del sistema.
La matriz estuvo integrada por las siguientes dependencias:
- Presidencia Ejecutiva
- Consejo de Administración,
- Gerencias de: Economía y Finanzas, Administrativa, Comercio
Internacional, Oleoducto, Administración de Contratos
- Vicepresidencia Corporativa Ambiental, Responsabilidad Social,
Salud y Seguridad Integral.
- Unidad Coordinadora de las Rondas de Licitación Petrolera.
- Unidad de Aviación. (2003)
3.6.1 Acciones emprendidas por Petroecuador 24
En octubre de 1989, Texaco revertió al Estado el Oleoducto
Transecuatoriano, y Petroamazonas asumió las operaciones de bombeo de
crudo.
El 1 de diciembre de 1989, la refinería de Anglo pasó a propiedad de la filial
Petroindustrial.
En agosto de 1990, la refinería Repetrol pasó a propiedad de Petroindustrial.
24. RIVADENEIRA, Marco, “LA CUENCA ORIENTE: GEOLOGÍA Y PETRÓLEO”, Instituto Francés de
Estudios Andinos, Petroecuador, Quito, 2002, págs.25,26.
57
-En junio de 1992 entraron a producir los campos Auca este de
Petroamazonas y Pacoa, ubicado en el Bloque 1, y operado por la compañía
Tripetrol.
-En enero de 1993, Ecuador se retiró de la OPEP, por decisión del Gobierno
del Arq. Sixto Durán Ballén.
En junio de 1993, Petroproducción descubrió un nuevo eje estructural en el
centro-sur de la región amazónica, compuesto por los campos Tiputini,
Ishpingo y Tambococha, conocido como proyecto ITT.
-En agosto de 1995, se expidió el Reglamento Ambiental para las
Operaciones Hidrocarburíferas en el Ecuador, destinado a regular las fases
de la industria petrolera, susceptibles de causar daño al medio ambiente.
-En mayo de 1997, entró en operación la planta modular de gas en el campo
Secoya con una producción de 60 toneladas métricas de gas licuado de
Petróleo, que se destinan al consumo interno.
En febrero se inicia una nueva ampliación del Oleoducto Transecuatoriano.
-En febrero de 1999, se firmó un decreto ejecutivo, por el cual más de un
millón de hectáreas en los parques nacionales Cuyabeno y Yasuní quedaron
protegidas de cualquier actividad petrolera, maderera, minera y de
colonización.
En mayo de 1999 se cambian los contratos de prestación de Servicios a
Participación, con las empresas ELF y Occidental y en junio se entregan
varios campos que operaba PETROECUADOR, señalados como
marginales, a varias empresas privadas.
58
En julio se ordena a PETROECUADOR firmar el acta de entrega-recepción
provisional de la última ampliación de Refinería Esmeraldas a 110 mil
barriles, contratada en el Gobierno de Durán Ballén con la empresa
española Técnicas Reunidas. Se recibe con 24 salvedades.
En agosto del 2000 se inicia el proceso de licitación para la provisión de
nuevas unidades de alta conversión para las refinerías (tratamiento de
residuo para convertirlo en combustible). En el mismo mes se instala el
sistema automatizado en Petrocomercial para optimizar el transporte y la
venta de combustible.
En octubre de 2002 se inaugura la gasolinera más grande del país, en la
ciudad de Quito y de propiedad de Petrocomercial, para garantizar calidad y
cantidad y evitar presiones de distribuidores. También se inauguran obras de
ampliación en la refinería de La Libertad.
En mayo del 2006 se declara la reversión del Bloque 15 al Estado
ecuatoriano, por el incumplimiento de estipulaciones legales y contractuales
de la empresa Occidental con el Estado. El bloque pasa a ser operado y
administrado por Petroecuador.
En febrero del 2007 se firma con Venezuela un convenio de intercambio de
petróleo por derivados, con la empresa estatal venezolana PDVSA, que
ofrece una ventaja financiera al País que a enero de 2008 alcanza un monto
de 52 millones de dólares por la eliminación de intermediarios y la
optimización de fletes.
En mayo de 2007 se firma un memorando de entendimiento entre Petrobras
y PETROECUADOR para viabilizar un estudio de viabilidad técnica,
59
económica y legal, para desarrollar proyectos conjuntos en las áreas de
producción y distribución de biocombustibles en el Ecuador.
En el mismo mes se adjudica a la empresa FLOPEC la contratación de la
construcción del proyecto de almacenamiento de gas licuado en tierra, que
bajará costos de almacenamiento y dará mayor seguridad al abastecimiento
del energético.
En un área de 20 mil metros cuadrados, en el Guasmo Este de la ciudad de
Guayaquil se inaugura una nueva mega estación para la venta de
combustibles al detal, que tiene una capacidad de 120 mil galones entre
diesel y gasolinas y garantiza calidad y cantidad.
En diciembre del 2007 el Directorio de PETROECUADOR convierte al
Bloque 15 en Sociedad Anónima estatal, con reglamento propio y como
accionistas únicos PETROECUADOR y Petroproducción.
El 7 de enero del 2008 se firma un acuerdo entre PETROECUADOR y la
venezolana PDVSA para explorar gas en el bloque 4 del Golfo de Guayaquil
y se conformó el equipo técnico entre las dos empresas para iniciar los
estudios de ingeniería de la nueva refinería en Manabí.
60
3.7 Sobre la Ley de Hidrocarburos 25
En la Normativa carbonífera emitida por la Secretaria de Hidrocarburos del
Ecuador y el Ministerio de Recursos Naturales No Renovables, sección 2,
pag. 10, dice: Art. 16.- Son contratos de prestación de servicios para la
exploración y/o explotación de hidrocarburos, aquellos en que personas
jurídicas, previa y debidamente calificadas, nacionales o extranjeras se
obligan a realizar para la Secretaria 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.
De los ingresos provenientes de la producción correspondiente al área
objeto del contrato, el estado ecuatoriano se reserva el 25% de los ingresos
brutos como margen de soberanía. Del valor remanente, se cubrirán los
costos de transporte y comercialización en que incurra el Estado. Una vez
realizadas estas deducciones, se cubrirá la tarifa por los servicios prestados.
La contratista tendrá opción preferente de compra de la producción del área
del contrato, a un precio que en ningún caso será inferior al precio de
referencia definido en el artículo 71, no obstante se adjudicara a la empresa
que oferte a un precio en mejores condiciones.
Art. 71.- las regalías, el impuesto a la renta, las participaciones del Estado y,
en general, los gravámenes dependientes de los precios de renta de los
25. Ley de Hidrocarburos. Decreto Supremo No. 2967, 2010/
issuu.com/she_ecuador/docs/normativa_hidrocarbur_fera_she?mode=window&viewMode=doublePage
61
hidrocarburos en el mercado externo, se regularan por los precios efectivos
de venta o de referencia, según las circunstancias imperante.
El precio de referencia de los hidrocarburos será el precio promedio
ponderado del último mes de ventas externas de hidrocarburos realizadas
por PETROECUADOR, de calidad equivalente. En el caso del gas natural se
considerara le precio de referencia de los energéticos sustituibles.
3.8 Empresas que prestan servicios petroleros en Ecuador
En el Ecuador las empresas que prestan servicio petrolero son las
siguientes: Agip Oil Ecuador, ENI; las chinas Andes Petroleum y
PetroOriental; la española Repsol-YPF, la chilena Enap Sipetrol; EP
Petroecuador y Petroamazonas EP nacionales, entre las más importantes.
- Agip Oil Ecuador - ENI 26
ENI desde su constitución en el año 1953, está marcada por grandes retos
superados y por la realización de grandes proyectos. Hoy, Eni es una gran
compañía internacional e independiente en el sector del petróleo y del gas
natural, y puede contar con tres principales actividades: Exploración &
Producción, Gas & Energía y Refining & Marketing.
26.ww.agip.com.ec/somos.html
62
Eni Refining & Marketing opera en Ecuador por medio de Eni Ecuador S.A.
que comercializa GLP para uso domestico, comercial e industrial a través de
plantas de almacenamiento y envasado propias, conjuntamente a una red
nacional de distribuidores para asegurar la más alta satisfacción del usuario.
- Andes Petroleum y PetroOriental 27
Andes Petroleum Ecuador Ltd. opera en el Bloque Tarapoa y en la Estación
de Almacenamiento y Transferencia de Lago Agrio (Sucumbíos).
PetroOriental S.A. opera en los bloques 14 y 17 (Orellana).
Andes Petroleum Ecuador Ltd. y PetroOriental S.A. son empresas formadas
con capitales provenientes de compañías estatales de República Popular
China. Estas son: China National Petroleum Corporation (CNPC) cuya
participación en el accionariado es del 55% y el restante 45% es de China
Petrochemical Corporation (SINOPEC).
- Repsol-YPF 28
Murphy Ecuador Oil Company Ltd, fue comprada por la compañía española
– argentina Repsol – YPF. Está empresa internacional concentra su negocio
en la exploración, explotación, distribución y comercialización integrada de
petróleo y gas, tiene actividades en más de 30 países. Igualmente es una de
las diez mayores petroleras privadas del mundo y la mayor compañía
privada energética en Latinoamérica en término de activos.
27. www.andespetro.com/html/Information_3_5.htm
28. www.repsol.com/ec_es/ecuador/fundacion/historia/
63
- Enap Sipetrol 29
Enap Sipetrol Ecuador es filial de la compañía petrolera Chilena Enap.
Actualmente se dedica a la Exploración, Explotación o Beneficio de
Yacimientos de Hidrocarburos. Entre los bloques más importantes donde
realiza sus operaciones están el MDH-PBH e Intracampos.
-Petroecuador (Empresa Estatal Petróleos del Ecuador) 30
Es una empresa estatal ecuatoriana, creada el 26 de septiembre de1989,
encarga de la explotación de hidrocarburos. El Estado directamente por
medio de Petroecuador o por contratos de asociación con terceros asume la
exploración y explotación de los yacimientos de hidrocarburos en el territorio
nacional y mar territorial Petroecuador es la continuación de la CEPE.
Petrolera Ecuatoriana), creada el 23 de junio de 1972, cuando el Estado
asume todas las actividades relacionadas con la exploración, explotación y
comercialización de hidrocarburos, absorbiendo, al mismo tiempo, a la
empresa ANGLO ECUADORIAN OILFIELDS, que operaba una refinería en
La Libertad (Provincia de Santa Elena), la misma que empezó a explotar
crudo en la cercanía de la ciudad de Ancón (Provincia de Santa Elena).
29. www.enap.cl/la_empresa/negocio_historia.php
30. www.eppetroecuador.ec/Empresa/ResenaHistorica/index.htm
64
-Petroamazonas EP 31
es una Empresa Pública dedicada a la gestión de las actividades asumidas
por el Estado en el sector estratégico de los hidrocarburos y sustancias que
los acompañan, en las fases de exploración y explotación; con patrimonio
propio, autonomía presupuestaria, financiera, económica, administrativa y de
gestión; creada al amparo de la Ley Orgánica de Empresas Públicas,
mediante Decreto Ejecutivo No. 314 de 06 de abril de 2010, publicado en el
Registro Oficial Suplemento No. 171de 14 de abril de 2010.
3.9 Rondas petroleras 32
Las Rondas Licitatorias Internacionales Petroleras surgieron de la necesidad
del Estado de hacer inversiones de riesgos en la exploración de
hidrocarburos en nuevas áreas prospectivas, uno de los objetivos
contemplados en la Ley de Hidrocarburos, que busca diversificar la
exploración y explotación petroleras a través de la participación de las
empresas privadas y estatales.
Hasta el año 2006, entre la ex - Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana, y
la Empresa Estatal de Petróleos, PETROECUADOR, se han realizado ocho
rondas petroleras. Y después de estas siguieron las rondas como se detalla
a continuación.
31. www.petroamazonas.ec
32.www.she.gob.ec/portal/es/web/hidrocarburos/mapa-de-bloques-petroleros-del-
ecuador;jsessionid=94722EE9071A1253EBE1AEC9BD972CA7
65
MAPA DE BLOQUES PETROLEROS DEL ECUADOR
Fuente: Secretaria de Hidrocarburos Ecuador Elaborado por: La Autora.
PRIMERA RONDA
El Estado ecuatoriano, a través de la Corporación Estatal Petrolera
Ecuatoriana, CEPE, inició la apertura a la inversión privada para las
actividades de exploración y explotación de petróleo, el 25 de enero de
1985, durante el gobierno del Ing. León Febres Cordero.
66
Como resultado de esta Primera Ronda Petrolera, el Estado suscribió el
contrato de prestación de servicios con la compañía Occidental Exploration
& Production para desarrollar actividades de búsqueda y explotación de
crudo en el bloque 15, localizado en la provincia de Orellana de la región
amazónica, comprometiendo una inversión de 50 millones de dólares en las
fases de exploración y desarrollo.
El 3 de abril de 1985, la compañía Esso-Hispanoil asumió el bloque 8,
ubicado en la Amazonia, con una inversión de 30 millones de dólares.
El 27 de junio de 1985, se firmó el contrato con la empresa Belco para la
exploración y explotación de petróleo en los bloques 1 y 2, de 400.000
hectáreas cada uno, localizados en la Península de Santa Elena, costa
fuera. La inversión comprometida fue de 30 millones de dólares.
SEGUNDA RONDA
El 1 de noviembre de 1985 se firmó el contrato con el consorcio Texaco
Pecten para la exploración y explotación del bloque 6, localizado en la
provincia de Manabí. La inversión prevista fue de 25 millones de dólares.
En diciembre de 1985, CEPE suscribió un contrato de exploración y
explotación con la compañía British Petroleum, para el bloque 7, ubicado en
el cantón Orellana de la región amazónica. La empresa se comprometió a
realizar inversiones para trabajos de exploración y desarrollo en una
extensión de 200 mil hectáreas. Logró éxito al perforar el pozo Payamino 1.
En enero 27 de 1986 se adjudicó y contrató el bloque 16, localizado en la
región amazónica, al consorcio Conoco-Nomeco-Diamond & Sharmrok Opic.
67
TERCERA Y CUARTA RONDAS
El contrato se firmó el 30 de abril de 1987 entre CEPE y el consorcio
compuesto por las compañías Elf Aquitaine, Braspetro y YPF, para realizar
actividades de exploración y explotación petrolera en el bloque 14, ubicado
en el cantón Orellana de la región amazónica, con una inversión de 34
millones de dólares.
El 1 de mayo de 1987 se suscribió el contrato de prestación de servicios
entre CEPE y el consorcio integrado por Petrobrás, Elf Aquitaine y Britoil
para el bloque 17, localizado en la región centro oriental, en el corazón de la
provincia de Orellana. La inversión fue de 30 millones de dólares.
El 25 de mayo de 1987, CEPE firmó otro contrato de prestación de servicios
con el consorcio formado por las compañías Teneco-Diamond-Yukon-
Maersk, para la exploración y explotación del bloque 12, que se encuentra
en la Amazonia ecuatoriana. La inversión programada fue de 30 millones de
dólares.
El 15 de junio de 1987, CEPE y la estatal petrolera PETROCANADÀ
firmaron el contrato para el bloque 9, localizado en la región oriental.
QUINTA RONDA
Se desarrolló en 1987, durante el gobierno del Presidente León Febres
Cordero. Se ofertaron los bloques 10, 11, 13, 18 y 19, localizados en la
68
región oriental. Se adjudicaron dos bloques: la compañía Arco para el bloque
10 y la empresa Unocal para el bloque 13
SEXTA RONDA
Fue declarada desierta en 1988.
A partir del 10 de agosto de 1988, en el Gobierno del Dr. Rodrigo Borja, se
establece una nueva política petrolera, que incluyó el cambio de modelo de
la corporación estatal.
En 1989, nace PETROECUADOR y con ella se retomó esta licitación y se
obtuvieron los siguientes resultados: la compañía Mobil se adjudicó el bloque
18, con una inversión de US$ 6 699; la asociación Arco-Mobil obtuvo el
bloque 19 y comprometió una inversión de US$ 7 992; y el consorcio Cons-
Conoco adquirió el bloque 22, con una inversión de US$ 84 278.
SÉPTIMA RONDA
Se realizó en el año 1997, durante el gobierno interino del Dr. Fabián
Alarcón R., en donde se adjudicaron siete bloques, bajo la modalidad de
contratos de participación: 11 para Santa Fe, 18 Amoco, 19 Triton, 21Oryx,
27 City Ramrod, 28 Tripetrol y 3 EDC Las empresas comprometieron
inversiones totales por USD 60’960.500.
69
OCTAVA RONDA
Esta convocatoria se inició el 19 de junio de 1997 y terminó el 16 de octubre
del mismo año. La oferta fue para nueve bloques localizados en la región
amazónica, con un área de hasta 200 000 hectáreas.
Se adjudicaron los bloques: 23 a la empresa CGC - San Jorge; 31 a la
compañía Pérez Companc y 24 a la empresa Arco Oriente.
Durante el gobierno del Abg. Abdalá Bucaram (1996) se cambió la
modalidad contractual, del contrato de prestación de servicios se pasó al
contrato de participación, para los bloques 16 administrado por la empresa
YPF-Maxus, y de la empresa Tripetrol que administraba el bloque 1 en la
Península de Santa Elena.
El modelo de contrato: de participación. (Delegación de algunas de las
actividades de PETROECUADOR al sector privado, mediante contratos de
obras o servicios específicos).
NOVENA RONDA
Se convocó en 2001 para los bloques 4, 5, 39 y 40 localizados en la
Península de Santa Elena y el Golfo de Guayaquil, provincia del Guayas.
Fue declarada desierta en 2004.
70
DÉCIMA RONDA
La política petrolera implementada por el Gobierno Nacional, fijó reglas
claras en el sector hidrocarburífero, afines al marco constitucional, y
recuperó la soberanía sobre este recurso natural no renovable, que sustenta
cerca del 40% del Presupuesto Estatal.
Consecuente con esta nueva política pública, el Gobierno es responsable de
planificar el desarrollo nacional, erradicar la pobreza, promover el desarrollo
sustentable y la redistribución de los recursos y la riqueza, para acceder al
buen vivir.
Para cumplir con esta política, el Ministerio de Recursos Naturales No
Renovables (MRNNR) elaboró un proyecto de reformas a la Ley de
Hidrocarburos, que fue acogido por el Señor Presidente de la República y
presentado a la Asamblea Nacional, entrando en vigencia el 27 de julio del
año 2010.
La Ley Reformatoria a la Ley de Hidrocarburos y a la Ley de Régimen
Tributario Interno de julio del 2010 posibilitó la migración de los contratos de
Participación, Contratos de Campos Marginales y otros a la nueva modalidad
de Prestación de Servicios para la Exploración y/o Explotación de
Hidrocarburos, que dejó entre otros aspectos positivos para el país, el
aumento de la actividad e inversiones por parte de la iniciativa privada.
Las compañías que operan bajo la modalidad de Prestación de Servicios se
encuentran realizando significativos esfuerzos de inversión para revertir la
71
declinación natural de los yacimientos, incrementar las reservas, aumentar
la producción nacional e inclusive descubrir nuevos yacimientos petroleros
en los bloques del Centro y Nororiente Ecuatoriano. Los 14 contratos
actualmente en ejecución están publicados en la página web del MRNNR.
En este marco general y de conformidad con el Art. 316 de la Constitución,
que faculta al Estado, de forma excepcional, delegar a la iniciativa privada la
participación en los sectores estratégicos, y al amparo de la Ley de
Hidrocarburos y sus reglamentos se inserta la Décima Ronda de Licitación
bajo la modalidad establecida en el Art. 16 de la Ley de Hidrocarburos para
los ex campos marginales, ahora bloques petroleros: Armadillo, Chanangue,
Charapa, Eno-Ron, Ocano-Peña Blanca y Singue.
El Comité de Licitación Hidrocarburífera, en ejercicio de sus facultades y en
sesión del día 16 de junio de 2011, aprobó la convocatoria para esta Décima
Ronda Petrolera de los Bloques del Centro y Nororiente, así como todos los
documentos de esta licitación.
DECIMA PRIMERA RONDA
La XI ronda de licitación petrolera del Ecuador sacará 12 bloques petroleros
del sur oriente del país a licitación.
De los 12 bloques para licitación, dos serán para las empresas estatales
ecuatorianas; tres para negociaciones directas con las empresas estatales
del mundo y el resto para concursos a empresas estatales privadas.
72
3.10 El Oleoducto Trasandino (OTA) 33
Ecopetrol, petrolera estatal colombiana, presta un servicio adicional, cuando
se requiere, para el transporte de crudo de 28 grados API de propiedad de
Petroecuador. Esta operación se realiza mediante el oleoducto Trasandino
(OTA) de su propiedad. Este sistema que parte desde la población de Orito
en Colombia, tiene un ramal de 26 kilómetros, propiedad de Petroecuador,
conectado al sistema, por el cual se envía el crudo cuando es necesario a la
línea del OTA y se transporta el crudo ecuatoriano hasta el terminal petrolero
de Tumaco, en el Pacífico.
Por esta vía que tiene una extensión de 360 kilómetros, Petroecuador
traslada entre 45 mil y 60 mil barriles de crudo liviano, cada vez que
requiere. Este se almacena en Tumaco y por cabotaje (transporte por vía
marítima de crudo y/o derivados) se lleva hasta la península de Santa Elena,
para la Refinería La Libertad.
El oleoducto Trasandino se utiliza como vía alterna para transportar la
producción de petróleo desde Lago Agrio, a raíz que ocurrió el terremoto de
1987.
El 14 de mayo de 1998, en Bogotá se suscribió el Acta de acuerdo para el
servicio de transporte de crudo entre Ecopetrol y Petroecuador, que permite
el uso de la capacidad de bombeo por el OTA hasta 100.000 barriles por día
de crudo liviano.
33. ASPEC, Petróleo y Sociedad. Fascículo #3 Quito, 1995.
73
El sistema compuesto, es decir SOTE más OTA, llegaron a transportar un
promedio de 440.000 BPPD, 390.000 de crudo de 24 grados por el SOTE y
50.000 de crudo de 29 grados por el OTA.
3.11 El Ramal de Villano 34
Este ramal transporta 40.000 barriles diarios de la producción del campo
Villano, en la provincia de Pastaza, hasta el SOTE, en Baeza. Fue
construido por la empresa estadounidense ARCO, con cargo al contrato de
prestación de servicios con Petroecuador, es decir es propiedad del Estado
ecuatoriano.
Tiene una extensión de 135 Km. y fue construido con las más sofisticadas
técnicas para zonas frágiles, para disminuir al máximo el impacto ambiental.
Este diseño e instalación del ramal se realizó sin necesidad de abrir caminos
o de usar equipo pesado. Todo el material, equipo y mano de obra se
transportó por helicóptero y se instaló con un novedoso sistema de
cremallera elevada, utilizada en el transporte de la cosecha de uvas para
terrenos montañosos.
La primera sección de 37 kilómetros de esta línea de flujo, atraviesa selva
virgen, constituyó un reto para los constructores quienes manejaron el
concepto de tubería invisible, aplicando el ingenio y la experiencia de
equipos para cosechar uvas.
34. ASPEC, Petróleo y Sociedad. Fascículo #3 Quito, 1995.
74
A lo largo de la ruta se instalaron seis válvulas de cierre de operación
remota.
Este número de válvulas, considerablemente por encima del que requiere un
trecho de solo 37 km., asegura un mínimo daño ambiental en caso de un
derrame y están vigiladas desde las instalaciones centrales de producción a
través de cable de fibra óptica. La energía para activar las válvulas proviene
de paneles solares.
Actualmente el SOTE recibe 30.000 barriles diarios de 20,4º API de este
ramal y su curva de transporte tendrá un pico mayor hasta 40.000 bppd.
3.2 OCP- Oleoducto para crudos pesados 35
CP Ecuador S.A. es una empresa privada ecuatoriana que opera desde el
2003 el oleoducto de crudos pesados (OCP), de conformidad con el Contrato
de Autorización de Construcción y Operación.
Lo construyó íntegramente con inversión privada sin participación económica
ni riesgo alguno para el Estado.
El OCP será transferido al Estado ecuatoriano, sin costo alguno -es decir, a
título gratuito- luego de 20 años de operación, contados a partir del inicio de
la operación (noviembre del 2003).
El oleoducto fue originalmente proyectado para una capacidad de 310 mil
barriles por día, a petición del Gobierno ecuatoriano se amplió a 450 mil
barriles diarios.
35. www.aihe.org.ec/index.php?option=com_content&view=article&id=130:ocp-ecuador
75
El costo fue auditado por la Unidad de Administración y Fiscalización del
OCP (UAF) del Ministerio de Minas y Petróleo y por empresas auditoras
internacionales como Price Waterhouse, Moores Rowland y Ernst & Young.
El SRI verificó este costo.
La UAF tiene por objetivo el Administrar, Fiscalizar y Auditar el contrato para
la construcción y operación del Oleoducto de Crudos Pesados en las áreas
legal, económica, técnica y ambiental durante las etapas de construcción y
operación. Esta unidad supervisa de manera constante las actividades de
OCP.
No ha existido en la historia del Ecuador un proyecto que haya recibido un
control y seguimiento tanto interno como externo tan estricto y riguroso
como el OCP, todas las instituciones gubernamentales que tienen relación
con la gestión ambiental y de energía han desarrollado acciones de control y
seguimiento al proyecto OCP, lo que ha marcado un hito.
Características del OCP
Es un sistema de transporte integrado por un oleoducto de
aproximadamente 500 kilómetros de longitud, que conecta la cabecera de
recepción de crudo (proveniente de los productores) de Nueva Loja (Lago
Agrio) con el terminal marítimo de Balao.
El tubo sigue la ruta del SOTE, excepto por la desviación en el área Norte de
Quito y otras que son necesarias para mantener la integridad tanto del OCP
como de otros ductos.
76
Capacidad
Está diseñado para transportar petróleo entre 18º y 24º API, en un volumen
pico de 471.300 barriles por día, desde Nueva Loja (Lago Agrio) hasta el
punto de inyección del ramal que viene del bloque 10, en las cercanías de
Baeza.
Desde allí puede transportar un volumen pico de 518.000 barriles por día
desde Baeza hasta el parque de tanques del terminal Marítimo del OCP,
cerca de Balao, en el Pacífico.
El Oleoducto de Crudos Pesados está compuesto por:
Tanques de almacenamiento en Lago Agrio
Un parque de tanques de recepción de petróleo pesado de 1’200.000
barriles de capacidad operacional.
Cinco estaciones de bombeo y dos estaciones reductoras.
Tanques de almacenamiento y despacho en el Terminal Marítimo del OCP,
en las cercanías de Balao.
La infraestructura de almacenamiento de petróleo crudo en Balao es de
3’750.000 barriles.
Terminal marino de carga de buques
El terminal Marítimo de carga de buques petroleros dispone de dos
oleoductos en tierra, que conectan los tanques de almacenamiento con los
conductos submarinos, desde la playa al mar.
Los sistemas de boyas de amarre de buques, uno con capacidad de 130.000
toneladas métricas y el otro para 250.000 toneladas métricas.
77
Sistema de comunicación y detección de pérdidas
Los sistemas de SCADA (Supervisory, Control and Data Acquisition), de
comunicación y detección de pérdidas están diseñados con capacidad de
conservar la información en caso de falla de cualquiera de los componentes.
El sistema de comunicaciones funciona a través de un circuito de satélites
3.13 Oleoducto Transecuatoriano de la República del Ecuador 36
El SOTE, una tubería de aproximadamente 500 km. de longitud, traslada un
promedio diario de 358.000 barriles desde la cabecera del oleoducto, situada
en Lago Agrio, provincia de Sucumbíos, en donde se recepta toda la
producción de los campos de la región oriental, hasta el Terminal Petrolero
de Balao, en la provincia de Esmeraldas, lugar en el que se almacena para
enviarlo a las refinerías Esmeraldas y La Libertad y para exportarlo.
Su ruta recorre tres regiones geográficas del país (Amazonía, Sierra y
Costa) por lo que tiene seis estaciones de bombeo: Lago Agrio, Lumbaqui,
El Salado, Baeza, Papallacta y Quinindé y cuatro estaciones reductoras de
presión en el declive occidental de la cordillera: San Juan, Chiriboga, La
Palma y Santo Domingo.
36. www.elciudadano.gob.ec/index.php?option=com_content&view=article&id=16955:en-38-anos-el-
oleoducto-transecuatoriano-ha-transportado-4-mil-millones-de-barriles&catid=1:archivo
78
El Oleoducto Transecuatoriano, SOTE, se inauguró el 26 de junio de 1972,
con una capacidad de transporte de 250.000 barriles por día, de un crudo de
30º API. Fue construido por la compañía estadounidense William Brothers,
contratista del consorcio Texaco-Gulf, con una inversión de US $ 117
millones.
En mayo de 1985 se realizó la primera ampliación de su capacidad de
operación. Se incrementó a 300.000 barriles diarios, para un petróleo de 29º
API, con la incorporación de una quinta unidad de bombeo en las cinco
estaciones.
En marzo de 1991 se efectuó la segunda ampliación de su capacidad a
325.000 barriles por día, con la instalación de una sexta unidad de bombeo
en cada una de las cinco estaciones.
Actualmente, el SOTE, con 38 años de operación, cuenta con un moderno
sistema de monitoreo totalmente automatizado, que incluye otros como
SCADA para la recepción de datos para supervisión y control de las
operaciones del oleoducto y el ATMOS, para la detección de fugas.
3.14 La Organización de Países Exportadores de Petróleo OPEP 37
La Organización de Países Exportadores de Petróleo –OPEP- fue creada en
la Primera Conferencia de los Países Petroleros realizada en Bagdad, actual
Irak, el 14 septiembre de 1960, como culminación de un proceso de
37.wikipedia.org/wiki/Organizaci%C3%B3n_de_Pa%C3%ADses_Exportadores_de_Petr%C3%B3leo
79
reivindicaciones emprendidas por los países petroleros de América Latina y
del Medio Oriente, con respecto al dominio directo de los recursos naturales,
a la regulación de los permisos de explotación a las compañías extranjeras,
a la creciente participación de los gobiernos en las ganancias de la
explotación del petróleo así como reacción a la política de precios y de
producción de las compañías multinacionales.
La creación de la OPEP fue un paso trascendental e histórico que modificó
más tarde el equilibrio económico y político del mundo.
Su base doctrinal es “la conservación de un recurso no renovable y
agotable” y la búsqueda de una “valorización justa y razonable del recurso” y
la que se le asignaron los siguientes objetivos:
- La defensa de los intereses individuales y colectivos de sus Socios.
- El mantenimiento de la estabilidad de los precios del crudo.
- Coordinación y unificación de sus políticas petroleras.
Al mismo tiempo, se propone garantizar un abastecimiento confiable y
económico para las naciones consumidoras.
En sus estatutos se establece que la Organización “prestará en todo
momento debida atención a los intereses de las naciones productoras y a la
necesidad de asegurar un ingreso estable a los países productores”.
La OPEP tiene cuatro organismos: la Conferencia, la Junta de
Gobernadores, el Secretariado y la Comisión de Economía.
Durante los primeros años de la OPEP aún los precios del barril de petróleo
muy bajos, apenas alcanzaban USD 1,50 y eran fijados por las compañías
extranjeras que además controlaban los mercados. Los países exportadores
80
propusieron en forma soberana influir en el establecimiento de los precios, el
instrumento utilizado fue la programación de los volúmenes de producción,
para así controlar la oferta y lograr valores más ajustados a sus
aspiraciones.
Miembros fundadores: Arabia Saudita, Irán, Irak, Kuwait y Venezuela.
Posteriormente, se incorporaron Argelia (julio 2007), Angola (enero 2007),
Nigeria (julio 1971), Emiratos Árabes Unidos (noviembre 1967), Libia
(diciembre 1962), Qatar (diciembre 1961), y Ecuador (noviembre 1973),
luego salió en el gobierno de Duran Ballén, en 1993 y retorna en 2007.
Indonesia y Gabón son ex miembros de la organización.
Su sede está ubicada en la ciudad de Viena, capital de Austria.
Producción de petróleo de los países miembros de la OPEP
Fuente: El Comercio
Elaboración: La Autora
81
Para más información ver Anexo 1
3.14.1 Ecuador en la OPEP 38
Ecuador ingresó a la OPEP el 19 de noviembre de 1973, durante la
Trigésima Sexta Reunión Ordinaria de la OPEP celebrada en Viena. Nuestro
país fue admitido en calidad de miembro titular.
Dentro de la organización, el Ecuador adquirió un mejor poder de
negociación en materia petrolera, al mismo tiempo accedió a información
técnica y económica sobre la industria y el mercado internacional de
hidrocarburos.
Además, participó y se benefició de las políticas de la organización que se
basan en el ejercicio de la plena soberanía, control y utilización de los
recursos naturales y la defensa de los países de menor desarrollo frente a la
conducta de los países industrializados, que han buscado a toda costa la
dependencia de los primeros en el ámbito del comercio mundial y de la
economía internacional.
El 27 de noviembre de 1992, la OPEP, durante la Conferencia de Ministros
realizada en Viena, ‘acepta con pesar el deseo de Ecuador de suspender su
membrecía en la organización’. El gobierno de aquel entonces, del arquitecto
Sixto Durán Ballén, argumentó razones de orden económico, pues había una
deuda de cuatro millones 200.000 dólares por cuotas que había dejado de
38. www.eppetroecuador.ec/idc/groups/public/documents/archivo/001138.pdf
82
pagar desde 1990, además le significaba un costo anual de 1,7 millones de
dólares, cifras muy significativas para un país que afrontaba una aguda crisis
económica.
Otra razón fue la libertad de disponer de la producción petrolera que a bien
tuviera, lo que no podía hacer el país debido a las políticas establecidas
dentro de la OPEP. Pero en esta decisión de Ecuador hubo un componente
de supeditación a las presiones de EE.UU., que no veía con agrado el mayor
rol de la OPEP a nivel mundial.
El actual gobierno de Ecuador, presidido por el Econ. Rafael Correa
Delgado, decidió reingresar a la OPEP como socio, resolución que se
concretó en noviembre de 2007, por lo que ahora es miembro activo del
cartel.
3.15 Comercialización Externa de crudo 39
La comercialización externa es la actividad de exportar petróleo y derivados,
así como importar derivados para abastecer el mercado interno. Su objetivo
es lograr recursos para el país y satisfacer los requerimientos del consumo
interno. Esta actividad realiza la Gerencia de Comercio Internacional de
Petroecuador.
Son políticas de comercialización externa de crudo:
-Colocar las exportaciones de hidrocarburos en contratos a corto plazo.
39. www.eppetroecuador.ec/idc/groups/public/documents/archivo/001138.pdf
83
-Buscar y asegurar mercados para la comercialización de crudos pesados.
-Diversificar geográficamente las exportaciones
-Negociar con empresas de probada solvencia.
-Vincularse con empresas petroleras estatales de la región
-Programar el abastecimiento de hidrocarburos, como parte del Comité
Nacional e importar derivados en función de las necesidades del país.
La industria petrolera clasifica el petróleo crudo según su lugar de origen
(por ejemplo, WTI "West Texas Intermediate" o "Brent"), y también
relacionándolo con su densidad o su viscosidad ("ligero", "medio" o
"pesado", o según su graduación API, American Petroleum Institute); los
refinadores también lo clasifican como "dulce", que significa que contiene
relativamente poco azufre, y "ácido", que contiene mayores cantidades de
azufre y, por lo tanto, se necesitarán más operaciones de refinamiento para
cumplir las especificaciones actuales de los productos refinados.
En general un crudo marcador debe cumplir con los siguientes requisitos:
1) Liquidez: debe existir volumen suficiente de transacciones en el mercado
internacional, para garantizar la existencia de gran cantidad de compradores
y vendedores;
2) Comercialización: la producción no debe estar en manos de unos pocos
productores, con la finalidad de evitar la manipulación de precios;
3) Calidad: el crudo debe presentar características físico-químicas estables y
adecuadas a las necesidades de los refinadores de la zona;
84
4) Logística: el flujo de crudo de la zona de producción a la de refinación
debe ser franco, esto es, se debe contar con la infraestructura adecuada
para su rápida, accesible y menos costosa entrega.
El WTI (West Texas Intermediate), crudo dulce y ligero, es un marcador
estadounidense, tiene una gravedad API de 39.8 grados y su contenido de
azufre es de 0.33%.
El WTI es un marcador muy importante para el mercado internacional de
petróleo por su comercialización en el NYMEX (New York Mercantile
Exchange), que es el centro para el mercado de futuros en materias primas,
entre ellas el petróleo. El volumen de contratos de crudo ligero
comercializado en el NYMEX le da una gran liquidez al mercado físico y
constituye una buena herramienta de cobertura ante las fluctuaciones de
precios.
El precio del WTI lo establece el mercado de crudos y es utilizado por
aproximadamente el 90% de los productores petroleros que colocan su
crudo en el Continente Americano.
El Ecuador tiene, de acuerdo a su calidad, dos tipos de crudo:
Crudo Oriente, con 24° API y 1.2% de contenido de azufre.
Crudo Napo, con 19° API y 2,03 de contenido de azufre.
Barril, unidad de medida de volumen para petróleo y derivados; equivale a 42 galones
americano; un galón es igual a 3.79 litros
85
El precio, tanto del crudo Oriente como del crudo Napo, tienen tres
componentes fundamentales:
1) EL MARCADOR.- El WTI es el marcador para las ventas de los crudos
ecuatorianos Oriente y Napo que se destinan al Continente Americano. El
precio de este crudo marcador lo establece el mercado internacional de
crudo, donde no intervienen ni Petroecuador ni el Estado ecuatoriano. El
precio del WTI se fija diariamente en la bolsa de valores de Nueva York.
2) EL DIFERENCIAL.- Como el crudo Oriente (24° API) es de menor calidad
que el WTI (39.8° API), el mercado establece una diferencia en los precios,
restándole valor al crudo Oriente por su calidad y por las variables que se
producen en el mercado internacional de crudo, esta diferencia en los
precios se denomina diferencial. Este valor fluctúa de acuerdo a la oferta y la
demanda mundial o regional de crudos de características similares a los
ecuatorianos, y sus valores se publican en dos informativos internacionales
especializados denominados Argus y Platt’s, donde Petroecuador consulta
para establecer la facturación de sus crudos. En el diferencial, tampoco
Petroecuador o el Estado ecuatoriano tienen ingerencia.
3) EL PREMIO.- Este es un valor adicional sobre el diferencial que las
compañías compradoras de crudo están dispuestas a pagar. El premio es la
razón de ser del concurso de ofertas, pues es el factor que determinará el
ganador, es decir, quien ofrezca un premio mayor sobre el diferencial, será
quien gane el concurso. El premio ofertado permanece inalterable durante la
86
duración del contrato de venta de crudo, sin opción de cambios ni
alteraciones.
PETROECUADOR, determina el precio de facturación de sus crudos Oriente
y Napo mediante fórmulas, constituidas por el precio del crudo marcador
WTI menos el diferencial establecido por el mercado.
PF = MARCADOR - DIFERENCIAL
El crudo Oriente y Napo se colocan en el mercado internacional mediante
concursos internacionales de ofertas o a través de contratación directa. La
modalidad de estos procesos de contratación es a largo plazo o ventas
ocasionales. Las ventas se dirigen a una amplia variedad de clientes que
incluyen a refinadores finales, intermediarios y empresas estatales.
Ecuador exporta su crudo Oriente y Napo desde el Puerto marítimo de Balao
en Esmeraldas bajo condiciones FOB (Freight on Board), que significa que el
vendedor se compromete a colocar el crudo a bordo y, a partir de ese
momento, los costos adicionales corren por cuenta del comprador.
La Gerencia de Comercio Internacional de Petroecuador tiene bajo su
responsabilidad la comercialización externa, que implica la exportación de
petróleo y derivados.
87
3.15.1 Exportación de petróleo y derivados.
Buque- Tanque
En el siguiente cuadro se muestra claramente el comportamiento de las
exportaciones petroleras durante los últimos años.
Tabla N. 1
EXPORTACIONES PETROLERAS PERIODO 1996-2006
Toneladas métricas y valor FOB (en miles)
Petróleo Crudo Derivados (*) Total
Años Volumen C Volumen D
b=c+d
1996 86,970 1520815 13,030 227859 1748675
1997 90,645 1411577 9,355 145689 1557266
1998 85,484 788974 14,515 133970 922945
1999 88,689 1312311 11,311 167371 1479682
2000 87,782 2144009 12,218 298415 2442423
2001 90,649 1722332 9,351 177662 1899994
2002 89,491 1839024 10,509 215964 2054988
2003 91,004 2372314 8,996 234505 2606819
2004 92,076 3898508 7,924 335484 4233993
2005 91,942 5396840 8,058 473010 5869850
2006 91,908 6934010 8,092 610500 7544510
Fuente: Los datos se encuentran registrados en el Boletín de Información Estadística Mensual del BCE.
Elaborado por: La Autora
88
Ya que tenemos claro las estadísticas de las exportaciones petroleras en los
últimos años, podemos hacer un análisis gráfico de la evolución de tales
exportaciones en los mismos años.
El Gráfico N.1 presenta datos de manera muy precisa. Dicho gráfico muestra
el tiempo en el eje horizontal (x) y el valor en millones de dólares en el eje
vertical (y). La línea verde muestra el valor total monetario de las
exportaciones de petróleo ecuatoriano a lo largo de diez años.
Gráfico N. 1 EXPPORTACIONES DE PETROLEO 1996-2006
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Petroleo 1.520 1.411 788.9 1.312 2.144 1.722 1.839 2.372 3.898 5.396 6.934
Derivados 227.8 145.6 133.9 167.3 298.4 177.6 215.9 234.5 335.4 473.0 610.5
Total 1.748 1.557 922.9 1.479 2.442 1.899 2.054 2.606 4.233 5.869 7.544
0
1.000.000
2.000.000
3.000.000
4.000.000
5.000.000
6.000.000
7.000.000
8.000.000
USD
MIL
ES F
OB
Fuente: Los datos se encuentran registrados en el Boletín de Información Estadística Mensual del BCE.BCE
Elaborado por: La Autora
89
Las exportaciones del Ecuador no han dejado de crecer desde el año 2000.
Algunos analistas pensaron que la dolarización sería la sentencia de muerte
para el sector externo ecuatoriano, por la pérdida de competitividad
cambiaria al no poder devaluar la moneda, pero, el tiempo se ha encargado
de demostrar lo contrario.
Por supuesto, cabe separar lo que son exportaciones petroleras de las no
petroleras, pero incluso así, podremos ver que estas últimas han venido
creciendo. De hecho, el Ecuador ha venido generando nuevas líneas de
exportación que han resultado ser muy exitosas.
En el año 2006, con los altos precios del petróleo que se registraron durante
gran parte del año, las exportaciones petroleras -incluso con el fantasma de
la disminución de la producción- llegaron a la gran cifra de US$7.545
millones.
90
CAPÍTULO 4
EXPORTACIONES DE PETRÓLEO
PERIODO 2007-2012
4.1 Balanza Comercial por año
El petróleo es el principal producto de exportación de éste país andino que,
con los ingresos por sus ventas, financia alrededor del 25 por ciento del
Presupuesto General del Estado.
El presente capítulo constituye una valiosa recopilación de información
estadística de la actividad hidrocarburífera en el Ecuador, en el que se
plasman los resultados obtenidos por empresas nacionales y extranjeras.
Con este análisis se busca incentivar el conocimiento y despertar el interés
sobre los logros alcanzados en el sector petrolero, como pilar fundamental
en el desarrollo económico y social del país.
El sector petrolero merece un análisis separado y más detenido, ya que éste
sigue siendo crucial para la economía ecuatoriana.
A continuación en la Tabla N.2 se expone la Balanza Comercial recopilada
por año para una mejor comprensión, comenzando con el año 2007 y
avanzando hasta el año 2012.
91
Para poder avanzar en el análisis de este estudio tomaremos los datos de la
Balanza Comercial, durante el año 2012, que registró un déficit de USD
142.8 millones, lo que representó una recuperación comercial de 79.2%, si
se compara con el saldo de la balanza comercial del año 2011, que fue de
USD 687.2 millones.
A su vez, el déficit de la Balanza Comercial no Petrolera, entre enero y
diciembre de 2012, registró una disminución de 0.6% respecto al obtenido en
el mismo período de 2011, al pasar de USD -8,545.5 millones a USD-8,493.6
millones.
92
Tabla N. 2 BALANZA COMERCIAL 2007-2012
Toneladas métricas y valor USD FOB (en miles)
Ene - Dic 2007
Ene - Dic 2008
Ene - Dic 2009
Ene - Dic 2010
Ene - Dic 2011
Ene - Dic 2012
Volumen
Valor USD FOB
Valor unitario Volumen
Valor USD FOB
Valor unitario Volumen
Valor USD FOB
Valor unitario Volumen
Valor USD FOB
Valor unitario Volumen
Valor USD FOB
Valor unitario Volumen
Valor USD FOB
Valor unitario
Petroleras 139,974 8,328,566 60 144,21 11,672,842 81 133,279 6,964,595 52 136,252 9,673,228 7 1 135,045 12,944,868 9 6 141,158 13,791,926 98
No petroleras 8,007 5,992,750 748 7,916 6,837,756 864 8,735 6,797,681 778 7,678 7,816,700 1,018 8,543 9,377,485 1,098 8,273 10,106,807 1,222
Exportaciones Totales 27,733 14,321,316 516 27,934 18,510,598 663 27,232 13,762,276 505 26,628 17,489,928 657 27,311 22,322,353 817 27,911 23,898,734 856
Bienes de consumo 811 2,901,330 3,578 1,069 3,852,039 3,605 920 3,070,286 3,336 1,052 4,116,470 3,913 1,144 4,742,920 4,145 1,053 4,825,738 4,582
Materias primas 5,946 4,093,484 688 6,193 5,831,360 942 5,814 4,674,920 804 6,517 5,914,771 908 7,549 7,231,015 958 7,365 7,291,054 990
Bienes de capital 364 3,319,344 9,121 468 4,501,472 9,622 398 3,926,655 9,869 497 5,129,089 10,329 531 5,844,619 11,016 543 6,417,605 11,822
Combustibles y lubricantes 3,723 2,578,324 693 3,623 3,217,461 888 4,117 2,333,800 567 5,639 4,042,823 717 5,245 5,086,539 970 5,301 5,441,136 1,026
Diversos 0.21 2,759 12,842 2.56 13,017 5,075 10.37 66,443 6,409 1 2 75,56 6,342 5 40,713 8,034 4 42,207 9,682
Ajustes 11,870 185,36 22,556 189,941 63,741 23,798
Importaciones Totales 10,844 12,907,111 1,190 11,355 17,600,710 1,550 11,260 14,094,659 1,252 13,716 19,468,655 1,419 14,474 23,009,547 1,590 14,267 24,041,538 1,685
Bal. Comercial Petrolera 5,750,242 8,446,560 4,630,795 6,215,691 7,826,386 8,350,790
Bal. Comercial No Petrolera ‐4,336,037 ‐7,545,493 ‐4,963,178 -7,609,131 -8,545,523 -8,493,594
Balanza Comercial Total 1,414,205 909,889 ‐332,383 -1,978,727 -687,194 -142,804
Fuente: Los datos se encuentran registrados en el Boletín de Información Estadística Mensual del BCE.
Elaborado por: La Autora
93
4.1.1 Análisis de La Balanza Comercial Petrolera
Las cifras de la Balanza Comercial Petrolera a diciembre del 2007, fue de
USD 5,750.242 millones, presentando un aumento de 9.9% frente al año
2006, registrando un superávit comercial, como consecuencia principalmente
de mayores precios de exportación del petróleo crudo (18.0%), ya que el
volumen exportado se redujo en 9.2%.
A diciembre del 2008, fue de USD 8,446.560 millones, presentando un
incremento en su saldo del 46.89% comparado con el ejercicio económico
del 2007.
Durante el año 2009, presentó un saldo favorable de USD 4,630.795
millones, lo que significó una reducción del -45.23% frente al resultado
comercial obtenido en el año 2008 que fue de USD 8,445.560 millones,
variación que responde a la caída en los precios del barril de petróleo crudo
y sus derivados en un -35.44%.
La Balanza Comercial Petrolera, contabilizó un saldo favorable de USD
6,215.691 millones entre enero y diciembre de 2010, es decir, 34.23% más
que el superávit comercial obtenido en el año 2009 que fue de USD
4,630.795 millones, como resultado del aumento en los precios del barril de
petróleo crudo y sus derivados en un 35.83%.
94
En el año 2011 presentó un saldo favorable de USD7, 826.4 millones, es
decir, 39% más que el superávit comercial obtenido en el año 2010, que fue
de USD 5,630.4 millones, debido al aumento en 35% de los precios del barril
de petróleo crudo y sus derivados.
Finalmente, el año 2012 también presentó un saldo favorable de USD
8,350.8 millones, es decir, 6.3% más que el superávit comercial obtenido en
el año 2011 que fue de USD 7,826.4 millones. Cabe mencionar que en el
período analizado las importaciones de Combustibles y Lubricantes
aumentaron en volumen y valor FOB en 1.1% y 7%, respectivamente, según
estadísticas del BCE.
Gráfico N. 2
BALANZA COMERCIAL PETROLERA 2007-2012
Toneladas métricas y valor FOB (en miles)
Fuente: Los datos se encuentran registrados en el Boletín de Información Estadística Mensual del BCE.
Elaboración: La Autora
95
Como se puede ver en el Gráfico N. 3, la variabilidad aumenta y disminuye a
medida que pasan los años, teniendo en el año 2008 un aumento notable,
las razones para esta significativa diferencia fueron: el aumento de
volúmenes exportados provenientes de una mayor producción y una
elevación de los precios del crudo.
4.2 Exportaciones petroleras por año
A diferencia de la Tabla N.2, la siguiente tabla representa las exportaciones
que ha tenido Ecuador en el periodo 2007-2012. Se ha recopilado los datos
por denominaciones para una mejor comprensión de la misma.
96
Tabla N.3 EXPORTACIONES PETROLERAS 2007-2012
Toneladas métricas y valor USD FOB (en miles)
Ene-Dic 2007 Ene-Dic 2008 Ene-Dic 2009 Ene-Dic 2010 Ene-Dic 2011 Ene-Dic 2012
Volumen Valor USD V/U Volumen Valor USD V/U Volumen Valor USD V/U Volumen Valor USD V/U Volumen Valor USD V/U Volumen Valor USD V/U
FOB FOB FOB FOB FOB FOB
Petroecuador 124,098 7,428,356 59,86 127,352 10,568,327 82,99 83,47 4,459,710 53 124,146 8,927,436 71,91 105,599 10,311,632 97,65 112,321 11,063,936 98,5
Crudo Oriente 43.772 2,725,492 62 54.317 4,562,907 84 61.514 3,342,764 54.34 71.128 5,179,913 72.83 71,132 7,033,457 101 75,978 7,033,457 99,5
Crudo Napo 22.835 1,286,409 56 23.164 1,900,305 82 21.956 1,116,946 50.87 22.114 1,548,068 70 34,467 3,278,175 98 36,343 3,504,917 96,4
SH Tarifa Cias. Privadas Prestación Servicio ⌐ ⌐ ⌐ ⌐ ⌐ ⌐ ⌐ ⌐ ⌐ ⌐ ⌐ ⌐ 15,721 1,453,528 97 17,195 1,647,292 95,8
Compañías Privadas 57.491 3,416,455 59 49.872 4,105,115 82 36.088 1,824,390 50.55 30.905 2,199,456 71.17 412 37,494 91,05 - - -
Total Crudo 124,098 7,428,356 59,86 127,352 10,568,327 82,99 119,557 6,284,100 52,56 124,464 8,951,941 71,9 121,732 11,802,653 96,96 129,516 12,711,228 98,10
Derivados 15.875 900.21 56.7 14.781 1,104,492 74.7 13.722 680.495 49.59 11.87 721.268 61.19 12,996 1,110,271 85,43 11,642 1,080,699 92,8
TOTAL 139.973 7,429,256 60 142.133 11,672,819 82 133.28 6,284,780 52.26 136.017 8,928,157 70.98 134,728 12,912,925 95,84 141,158 13,791,926 97,7
Fuente: Los datos se encuentran registrados en el Boletín de Información Estadística Mensual del BCE. Elaborado por: La Autora
97
La Tabla N. 3 se puede explicar de la siguiente manera.
En el año 2007 existe un aumento de las exportaciones petroleras con un valor de
9.7% del valor total, y se presentaron mejores precios internacionales que los
observados en el 2006.
Mientras que las exportaciones petroleras en el 2008 (Grafico N.3), representaron
el 92% del total. Podemos destacar que las exportaciones totales de petróleo para
este año representaron un aumento de 40.15% del total, llevándose el crédito la
compañía Petroecuador con el 51.1%, mientras que a las compañías privadas le
corresponde 35.1%. Tomando en cuenta que los derivados del petróleo tienen una
participación del 9.8%. Sumando de esta manera el 100% como se muestra en el
gráfico.
Gráfico N. 3
EXPORTACIONES PETROLERAS EN EL 2008 (%)
Fuente: Los datos se encuentran registrados en el Boletín de Información Estadística Mensual del BCE. Elaboración: La Autora
98
En el año 2009 (Grafico N. 4), es importante mencionar que el petróleo crudo
representa el 90.2% del volumen exportado y la diferencia del 9.8% corresponde a
sus derivados (Fuel Oil y Nafta). Del volumen total de las exportaciones de
petróleo crudo, la Empresa Estatal Petróleos del Ecuador (Petroecuador) participa
del 64% y el 26.2% restante corresponde a la compañías petroleras privadas que
operan en el país, así podemos observar en el gráfico.
Gráfico N. 4
EXPORTACIONES PETROLERAS EN EL 2009 (%)
Fuente: Los datos se encuentran registrados en el Boletín de Información Estadística Mensual del BCE Elaboración: La Autora
99
Por otra parte, en términos de valor FOB, las exportaciones petroleras registradas
durante el año 2010 (Grafico N. 5), representaron el 55.55% del total de las ventas
externas; de ese porcentaje, el petróleo crudo participa con el 92.55%.
En cuanto al volumen de las exportaciones petroleras, el petróleo crudo aporta con
el 92.5% y el 7.45% los derivados (Fuel Oíl y Nafta); la Empresa Pública de
Hidrocarburos del Ecuador (EP Petroecuador) participa con el 69.6%; y con el
23% restante, las compañías petroleras privadas que operan en el país.
Gráfico N. 5
EXPORTACIONES PETROLERAS EN EL 2010 (%)
Fuente: Los datos se encuentran registrados en el Boletín de Información Estadística Mensual del BCE. Elaboración: La Autora
Las exportaciones petroleras registradas durante el año 2011 (Grafico N.6), en
términos de valor FOB, representaron el 57.9% del total de las ventas externas; de
100
ese porcentaje, el petróleo crudo participó con 91.4% y los derivados con la
diferencia de 8.6%.
En cuanto al volumen total de exportaciones petroleras en el período analizado, el
petróleo crudo aportó con 91.4% y los derivados con 8.6% (Fuel Oíl y Nafta). La
Empresa Pública de Hidrocarburos del Ecuador (EP Petroecuador) participó con
79.9% del volumen de las exportaciones; la Secretaria de Hidrocarburos (SH) por
el pago de la tarifa a las compañías petroleras relacionadas con la prestación de
servicios con 11.1%; y, las compañías petroleras privadas que operan en el país
con el 11.5% restante, este último porcentaje corresponde a los saldos de los
volúmenes exportados dentro de la modalidad contractual de participación, la
misma que cambió a prestación de servicios y rige desde el año 2011; en donde el
Estado (EP Petroecuador y la Secretaría de Hidrocarburos) es el único exportador.
Gráfico N. 6
EXPORTACIONES PETROLERAS EN EL 2011 (%)
Fuente: Los datos se encuentran registrados en el Boletín de Información Estadística Mensual del BCE. Elaboración: La Autora
101
Para el período enero-octubre 2012 (Gráfico N. 7), en términos de valor FOB, las
exportaciones petroleras registraron el 59.5% del total de las ventas externas; de
ese porcentaje, el petróleo crudo participó con 91.4% y los derivados con la
diferencia de 8.6%.
En cuanto al volumen total de exportaciones petroleras, el petróleo crudo aportó
con 90.9% y los derivados con 9.1% (FuelOíl y Nafta). La empresa pública de
hidrocarburos del Ecuador (EP Petroecuador) participó con 87.2% del volumen de
las exportaciones y la Secretaria de Hidrocarburos (SH), por el pago de la tarifa a
las compañías petroleras relacionadas con la prestación de servicios, con 12.8%.
Gráfico N. 7
EXPORTACIONES PETROLERAS EN EL 2012 (%)
Fuente: Los datos se encuentran registrados en el Boletín de Información Estadística Mensual del BCE. Elaboración: La Autora.
102
4.2.1 Análisis de las exportaciones petroleras período 2007-2012
Los resultados económicos obtenidos por el actual Gobierno Nacional son
tremendamente positivos, así lo reflejan los datos obtenidos por concepto de
exportaciones de petróleo.
La economía del Ecuador no solo ha crecido a niveles importantes, sino que,
además ha logrado disminuir el desempleo, subempleo e incrementar la
ocupación, lo que ha traído como consecuencia que la pobreza también
disminuya. Así lo señalan los indicadores macroeconómicos.
Las medidas adoptadas en cuanto a materia de exportaciones e importaciones por
el presidente Rafael Correa, criticadas antes y durante su implementación, fueron
claves para estos resultados. Sería injusto y antitécnico señalar que los buenos
resultados tan solo se deben a los elevados precios del petróleo.
Si bien el precio del petróleo fue clave, también lo fue la decisión política de
renegociar los contratos petroleros para beneficiarse no solo de un buen precio,
sino también de una mayor participación de los ingresos petroleros.
Lo positivo es que todos estos recursos se invirtieron en educación, salud,
vivienda y construcción de un sistema vial, mencionando los más importantes y lo
que hemos visto reflejados. Aún hay que mejorar la calidad de la educación y de la
salud, el proceso va por buen camino.
103
Los cambios estructurales que plantea el régimen en lo relativo al cambio de la
matriz productiva y energética son fundamentales para el desarrollo del país. Si el
Gobierno logra que la generación de energía sea hidroeléctrica, no solo habrá
pasado a la historia por los mayores logros, sino que habrá conseguido crear las
herramientas necesarias para que el sector privado sea productivo y competitivo.
Excelentes carreteras y energía deberían incentivar la inversión en el sector.
Pero durante éste gobierno, la producción de crudo ha caído, por lo que el PIB
petrolero también ha caído. El PIB petrolero de 2011 fue 8% más bajo que en
2006. En otras palabras, como se ha ahuyentado a la inversión privada en el
sector de los hidrocarburos y porque el gobierno no es capaz de aumentar su
propia producción, hoy el país produce 8% menos barriles que hace 5 años.
El actual precio del petróleo permite que se mantengan los planes de inversiones.
104
CAPÍTULO 5
PERSPECTIVAS DE EXPORTACIÓN DE
PETRÓLEO PERIODO 2013-2017
La exploración y producción de hidrocarburos en Ecuador enfrenta nuevos retos.
Por un lado se prevé que, en el corto plazo una parte significativa de la producción
del petróleo crudo provendrá de los campos maduros, en tanto que las nuevas
cuencas petroleras a explotar se encuentran en áreas de geología cada vez más
complejas. Por ello, la planeación de esta industria requiere el balance entre las
actividades extractivas, el desarrollo de proyectos que mejoren la producción en
campos de alta complejidad y mantengan la vida útil de los campos en estado
avanzado, buscando así las condiciones de extracción optima para poder exportar
a un nivel superior.
Este capítulo describe los pronósticos de exportación de crudo hasta un año que
se escogió de referencia el 2017. De acuerdo con la información disponible de la
cartera de proyectos de Petroecuador y la SHE (Secretaria de Hidrocarburos del
Ecuador), presentando escenarios con distintas alternativas en los niveles de
producción de hidrocarburos.
Si se pretende que la economía ecuatoriana siga creciendo, entonces se deberá
tomar en cuenta las fuentes de energía disponibles, puesto que una proyección
105
del incremento en el consumo dependerá en gran medida de las reservas
restantes de petróleo.
Fundamentos de las proyecciones
En base a datos retrospectivos del Banco Central del Ecuador, se ha realizado
proyecciones a 5 años posteriores al 2012, en cuanto a Valor FOB de las
exportaciones en el sector petrolero. Así tenemos en la Tabla N. 4, los valores
obtenidos por el método más sencillo de extrapolación; Método del Crecimiento
Aritmético (Cambio Lineal). Que consiste en calcular la cifra media anual de
aumento de las exportaciones de crudo en cuanto al valor FOB y añadir una
cantidad igual por cada año transcurrido después del último valor.
Ello supone una relación de aumento lineal de exportación de la siguiente
naturaleza:
Δ: La cifra media anual de aumento de la población entre los años 0 y k del pasado,
N0 y Nk : Las exportaciones observadas en dos fechas del pasado reciente.
Nt : Las exportaciones futuras o resultado de la proyección,
106
k : Período en años, entre N0 y Nk
t : Es el número de años que se va a proyectar la población.
N2007 =7,429,256
N2012= 11,797,821
k =6 años
Las exportaciones aumentaron en USD en Valor FOB, por año. Si
asumimos que este valor de incremento se mantendrá constante hasta el 2017, se
puede continuar con el procedimiento.
Aplicación de la media anual de aumento observada en el cálculo de las
exportaciones futuras.
t= 1 año
N2013=11,797,821+(1*728,094.17)
N2013=11,797,821+ 728,094.17
N2013= 12,525,915.17
107
De esta manera podemos proceder a calcular los siguientes años de una manera
sencilla.
Se debe aclarar que la aplicación del método de crecimiento geométrico supone
que las exportaciones aumenten constantemente en una cifra proporcional a su
volumen cambiante. En el caso de la Tabla N. 4, podemos ver cifras relativamente
altas en comparación a años anteriores, lo que es positivo para la economía de
nuestro país, tomando en cuenta que deberíamos explotar otros campos
petroleros, para de esta manera obtener los resultados esperados.
Tabla N. 4
PROYECCIONES DE LAS EXPORTACIONES PETROLERAS PERIODO 2013-2017
Valor FOB Miles USD
Periodo Total
2013 12,525,915
2014 13,254,009
2015 13,982,103
2016 14,710,197
2017 15,438,291
Fuente: Datos históricos ubicados en el Informe Estadístico del BCE. Elaborado por: La Autora.
108
Para una mayor comprensión de los valores expuestos en la Tabla N. 4. Se ha
realizado un gráfico, en el que se ve la evolución positiva de las cifras obtenidas
por el Método de del Crecimiento Aritmético; Cambio Lineal (Gráfico N. 8).
Gráfico N.8
PROYECCION DE EXPORTACIONES TOTALES 2013-2017 Valor FOB en miles de USD
Fuente: Datos históricos ubicados en el Informe Estadístico del BCE. Elaborado por: La Autora.
En el Gráfico N. 9, las exportaciones del 2007-2012 (en azul) tienen un alza y baja
de puntos, mientras que en los años 2013-2017 (en rojo) tiene un incremento
notable.
109
En este caso es bastante significativo, ya que tras un periodo largo de estudio
(2007-2012), con un ambiente de pesimismo de datos históricos, las proyecciones
nos demuestran un ambiente totalmente diferente, un alza muy notable para las
exportaciones en años venideros, tomando en cuenta que hay campos petroleros
sin explotar.
Gráfico N. 9 EXPORTACIONES TOTALES 2007-2017
Valor FOB en miles de USD
Fuente: Datos históricos ubicados en el Informe Estadístico del BCE. Elaborado por: La Autora
110
CONCLUSIONES Y
RECOMENDACIONES
Conclusiones:
El sector petrolífero en Ecuador es la industria más grande en el país y que
también provee petróleo para el resto del mundo.
Los petróleos más livianos son los más comercializables, nuestro nivel de API es
entre mediano y liviano.
En el pasado, Ecuador pudo tener éxito cuando el precio de petróleo fue muy alto
pero tampoco no pudo desarrollar ni tener éxito cuando el precio del petróleo bajó.
El debate sobre la industria petrolífera es un tema con gran importancia en las
políticas de Ecuador, ya que se pretende desarrollar este sector con la
implementación de industrias específicamente que se dediquen a la elaboración
de productos derivados del mismo.
La desventaja que se puede sacar de este estudio es que no hay inversión
extranjera por falta de seguridad jurídica en los contratos y la escasa incorporación
de nuevas reservas estructurales.
111
La población de la Amazonía tiene una desventaja en cuanto se refiere a empleo
salud, educación, la falta de servicios básicos, entre otros. Pero se debe destacar
que las vías de acceso a la Amazonia si están en buenas condiciones.
Los impactos que tiene la operación petrolera en sí, se dan en todas las fases de
la operación. En las fases previas hay un fuerte impacto social porque el
acercamiento de la empresa genera rupturas en las comunidades a través de los
métodos de “relacionamiento comunitario” para desactivar la resistencia a los
proyectos. La contaminación de suelos producida por los derrames y por los
desechos de la industria repercute en la baja productividad de la tierra, lo que
ocasiona pérdidas a los agricultores locales. Además, la permanente quema de
gas en los mecheros de las estaciones, junto con la quema de material vegetal
impregnado de crudo en las prácticas de limpieza de derrames provoca una fuerte
contaminación de la atmósfera en estas zonas. Esto causa pérdidas económicas a
la población por la muerte de ganado y pérdida de cultivos.
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Recomendaciones:
Es importante que Ecuador desarrolle nuevas industrias porque no es factible
depender solo en un sector de la economía, ya que ocasionaría una involución
económica nacional.
Se recomienda mantener el nivel de grados API, para que de esta manera nuestro
petróleo sea el más cotizado por más mercados extranjeros.
No se debe tomar a la ligera el tema de la implementación de industrias que se
dediquen específicamente a la elaboración de productos derivados del petróleo, ya
que es de suma importancia desarrollar este sector; con la ayuda de asistencia
técnica extranjera especializada podemos dar más plazas de trabajo para
ecuatorianos y ayudar a que el Ecuador crezca como país industrializado.
Se debe evaluar permanentemente las actividades de las empresas dedicadas a
la extracción del crudo, el cumplimiento a cabal de sus contratos y programas
anuales así como los beneficios que reportan al estado. De esta manera se ayuda
a una política petrolera transparente para todos. Así mismo es recomendable
introducir nuevos criterios para la exploración y exportación de de hidrocarburos,
con la finalidad de orientar estas actividades hacia un incremento real de nuevas
reservas y hacia una producción sostenida de crudo, que garanticen los ingresos
que el país requiere durante el mayor tiempo posible.
113
Se debe poner más atención en cuanto se refiere al “Buen vivir” de la población de
la Amazonia, ya que es una zona muy poblada que cada vez va creciendo, y las
necesidades básicas no esperan.
Intervenir en la protección ambiental, pero fundamentalmente propender a una
gestión empresarial con base en el control de procesos, con tal rigurosidad como
si se tratara de una industria nuclear.
Y finalmente, aunque esta frase luzca como un cliché, debemos saber que nuestra
economía se fundamentaba en la agricultura, tiempo atrás, antes del petróleo,
fuimos el primer exportador de cacao, de flores, de banano en el mundo. No hay
que desaprovechar el gran potencial de nuestro país, ya que su clima es ideal
para esta forma de producción.
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ANEXO
Anexo 1
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118
BIBLIOGRAFÍA
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