Generación y distribución de ingresos petroleros durante 2012

Transcripción

1 Informe 5 Grupo FARO diciembre 2013 Generación y distribución de ingresos petroleros durante 2012 Autores: Juan José Herrera y Sebastián Jarrín

2 Generación y distribución de ingresos petroleros durante 2012 Contenido Introducción 3 Sección 1: Cadena de valor del petróleo 3 Producción de Petróleo 4 Transporte de crudo 7 Producción e importación de derivados 7 Comercialización interna de derivados 8 Exportación de crudo y derivados 9 Sección 2: Conformación de los ingresos petroleros 11 Exportación de crudo y derivados 11 Impuestos recaudados 12 Venta interna de derivados 13 Sección 3: Distribución de los ingresos petroleros a nivel local 16 Inversión de Ecuador Estratégico 16 Conclusiones 18 2

3 Introducción El año 2012 estuvo marcado por importantes cambios para el sector petrolero. Fue el segundo año posterior a las reformas a la Ley de Hidrocarburos en el que las empresas que renegociaron sus contratos operaron bajo la modalidad contractual de prestación de servicios (durante una parte del año 2011 estos cambios todavía seguían instrumentalizándose). Además, 2012 fue el año en que las empresas públicas petroleras ecuatorianas se fusionaron y empezaron a operar de manera diferenciada a cargo del upstream (Petroamazonas) y downstream (Petroecuador). Finalmente, este año estuvo marcado por altos precios del petróleo y además se dio inicio a la XI ronda de licitación petrolera. En este sentido, y con el objetivo de entender la situación del sector petrolero, Grupo FARO con el apoyo del Revenue Watch Institute, presenta el quinto número de la serie Lupa Fiscal Petrolera, que representa un esfuerzo de recopilación y síntesis de información y cifras oficiales sobre las estadísticas que se generan a lo largo de la cadena de valor del petróleo en Ecuador, los ingresos provenientes de la industria petrolera y la distribución de los mismos. De igual manera, este número presenta información sobre el modelo contractual de prestación de servicios suscrito por las empresas petroleras privadas en 2010, el cual se busca adoptar en los contratos de exploración de las empresas que se adjudiquen bloques como resultado de la XI ronda de licitación petrolera. El documento se encuentra dividido en tres secciones: La primera sección recoge y analiza las estadísticas que se generan a lo largo de la cadena de valor del petróleo en Ecuador; la segunda sección repasa los ingresos que se generan para el Estado provenientes de la industria petrolera; la tercera sección hace un recuento sobre la distribución de una parte de estos ingresos petroleros, especialmente hacia las zonas donde se los explota. Adicionalmente, el documento contiene información sobre el proceso de fusión de las empresas públicas petroleras ecuatorianas y sobre el modelo contractual de prestación de servicios que se maneja para la XI ronda de licitación petrolera. Ambos análisis son de importancia por las implicaciones que tienen para la dinámica petrolera a nivel nacional (producción más eficiente de campos en operación fusión de empresas públicas- y descubrimiento de nuevas reservas y producción en nuevos campos modelo contractual de prestación de servicios y XI ronda de licitación petrolera-). Sección 1: Cadena de valor del petróleo La cadena del valor del petróleo es un proceso que inicia con la extracción de crudo del subsuelo. En el Ecuador esta actividad es realizada por la empresa pública Petroamazonas EP y las empresas privadas que operan en el país. Después de extraer el petróleo, este es transportado mediante dos oleoductos: el Sistema de Oleoducto Transecuatoriano (SOTE), operado por la empresa pública EP Petroecuador y el Oleoducto de Crudos Pesados (OCP), que funciona como compañía privada. Finalizado el transporte de crudo, se destina a dos actividades: aproximadamente el 71% del crudo se exporta de manera directa, mientras que el restante 29% es procesado en las refinerías nacionales para la producción de derivados. De este último, la mayor parte se consume internamente a nivel nacional y una menor parte se exporta. Por otro lado, debido a que la producción nacional de derivados no es suficiente para suplir la demanda interna, es necesaria la importación de derivados, los cuales se venden al interior del país a un precio menor al que se los adquiere. Esta venta al interior del país tanto de los derivados importados como de los producidos se denomina comercialización interna, la cual es la última fase de la cadena de valor del petróleo y se lleva a cabo por parte de la empresa pública EP Petroecuador y varias empresas privadas. A continuación se encuentra la descripción y análisis de las principales estadísticas y cifras que se generan alrededor de la cadena de valor para el caso ecuatoriano. Esta dinámica puede ser observada en el Gráfico 1. Gráfico 1. Movimiento petrolero durante el año 2012 (cifras en millones de barriles de crudo) PRODUCCIÓN DE CRUDO TRANSPORTE DE CRUDO REFINACIÓN DE CRUDO EXPORTACIÓN DE CRUDO Y DERIVADOS fase 1 Total 184,4 empresa Pública 133,7 empresa Privada 50,7 fase 2 Total 1774 SOTE 129,0 ocp 484 fase 3 Total 52,4 esmeraldas 29,9 la libertad 16,4 Amazonas 5,0 lago agrio 0,9 fase 4 Total 128,9 exportación de crudo 128,9 exportación de derivados 10,0 IMPORTACIÓN DE DERIVADOS fase 5 Total 43,0 CONSUMO INTERNO DE DERIVADOS fase 6 Total 83,9 EP Petroecuador 26,8 Empresas Privadas 57,1 EP Petroecuador, Banco Central del Ecuador y Secretaría de Hidrocarburos 3

4 Producción de Petróleo Durante la última década, la producción de crudo alcanzó su pico en el año 2006 cuando se produjo un total de 195 millones de barriles. A partir de ese año, la producción de crudo disminuyó, siendo 2009 el año de menor producción, en el que se registró la extracción de 177 millones de barriles 1. El Gráfico 2 muestra la producción histórica de la última década, en el que se observa la dinámica de reducción de la producción desde 2006 y su recuperación a partir de La producción de petróleo del Ecuador en el año 2012 se ubicó en 184 millones de barriles, lo que representó un incremento del 1% (2 millones de barriles) aproximadamente con respecto al año 2011, en donde la producción fue de 182 millones de barriles, como se puede apreciar en el Gráfico 3. Del total de la producción del año 2012, el 41% (75 millones de barriles) corresponde a Petroamazonas EP, incluyendo las operaciones de la empresa Río Napo 2. De igual manera se observa en el Gráfico 3 que la producción por parte de EP Petroecuador fue del 31% (58 millones de barriles) del total, mientras que la producción de las empresas privadas fue equivalente al 27% (51 millones de barriles). Del total nacional producido, la producción estatal representó el 73% (134 millones de barriles), porcentaje que está compuesto por la producción de Petroecuador, Petroamazonas y Río Napo (Gráfico 4). En promedio, la producción estatal mensual de crudo se ubicó en 11,14 millones de barriles, siendo agosto el mes que registró los mayores niveles de producción con 11,59 millones, mientras que febrero fue el mes de menor nivel de producción con 10,5 millones. Como se observa en el Gráfico 4, la mayor parte de la producción estatal de crudo proviene de Petroamazonas y Petroecuador. Ambas empresas operan varios bloques petroleros y además tienen presencia en otras fases de la cadena de valor. Para evitar dobles esfuerzos, durante el año 2012 las empresas Petroecuador y Petroamazonas atravesaron por un proceso de fusión, el cual se describe con mayor detalle en el Recuadro 1. Gráfico 3. Producción total de petróleo a nivel nacional, período (millones de barriles) MILLONES DE barriles o Empresas privadas Petroamazonas EP Río Napo EP Petroecuador Fuente: EP Petroecuador; Banco Central del Ecuador. Elaboración: Grupo FARO. Gráfico 2. Producción de crudo (millones de barriles) MILLONES DE barriles Fuente: Secretaría de Hidrocarburos. Elaboración: Grupo FARO. 1 Esta disminución de la producción se debió principalmente a la salida del país de ciertas empresas privadas, a precios bajos de petróleo y a la incertidumbre que generaba la posible renegociación de contratos petroleros producto de las reformas a la Ley de Hidrocarburos que se encontraban en trámite. 2 La empresa Río Napo es una empresa de economía mixta, que opera el bloque 60 (Sacha). Esta empresa tiene dos accionistas principales, el Estado ecuatoriano y la empresa de origen venezolano, Petróleos de Venezuela (PDVSA). A partir del 18 de enero de 2013, el Estado ecuatoriano pasó a controlar el 70% de las acciones de dicha empresa a través de la empresa pública Petroamazonas EP. 4

5 Gráfico 4. Producción mensual de crudo por empresa pública durante el año 2012 (millones de barriles) MILLONES DE barriles 12 EP Petroecuador Petroamazonas EP Río Napo enero febrero marzo abril mayo junio julio agosto septiembre octubre noviembre diciembre Fuente: EP Petroecuador; Banco Central del Ecuador. Elaboración: Grupo FARO. Recuadro 1 Fusión EP Petroecuador y Petroamazonas EP En 1972, el Estado ecuatoriano creó la empresa petrolera Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana (Cepe), la misma que mediante la Ley Especial No. 45 fue reemplazada por Petroecuador (Empresa Estatal Petróleos de Ecuador), creada el 26 de septiembre de 1989, con el fin de encargarse de la exploración, explotación y comercialización de hidrocarburos en el país. El 6 de abril de 2010, el Presidente de la República Rafael Correa mediante decreto ejecutivo 315, creó la empresa pública de hidrocarburos del Ecuador, EP Petroecuador (antes Petroecuador), disponiéndose que la empresa mencionada intervenga en todas las fases de la actividad hidrocarburífera. Por otro lado, Petroamazonas Ecuador S. A. fue creada el 18 de diciembre del 2007 como una sociedad anónima pública, siendo sus únicos socios accionistas las empresas estatales Petroecuador y Petroproducción. Petroamazonas estuvo encargada de administrar el bloque 15 que dejó la empresa estadounidense Occidental (Oxy), misma que salió del país. Tres años después de su creación, el 6 de abril de 2010, el Presidente de la República mediante decreto ejecutivo 314 creó la Empresa Pública de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Petroamazonas EP, la cual asumió todas las actividades que se encontraban a cargo de Petroamazonas S.A. En el año 2010, EP Petroecuador contrató a la empresa estadounidense Wood Mackenzie para elaborar una estrategia de desarrollo para los años 2011 y De este estudio se concluyó que se debería reorganizar, reestructurar y modernizar la empresa. Tomando en cuenta los resultados de la consultoría, se contrató a la compañía Deloitte& Co. Argentina para llevar a cabo la modernización requerida. Así, el 29 de Junio del 2011 se acordó que se debía realizar una estrategia de segmentación del negocio en dos componentes: upstream (desde arenas geológicas hasta puntos de entrega y medición fiscal) y Mid - downstream (desde captura de crudo y gas natural libre o asociado hasta su comercialización final doméstica o internacional). Para esto, se decidió efectuar un proceso de fusión por absorción, en el cual Petroamazonas EP absorbiera las operaciones (campos, recursos, compromisos, talento humano, información) de EP Petroecuador. Las actividades de exploración y explotación petrolera pasaron a ser responsabilidad exclusiva de Petroamazonas EP, mientras que las actividades de transporte, refinación y comercialización pasaron a cargo de EP Petroecuador. La consolidación de Petroamazonas EP como nueva operadora estatal inició con la fusión de las áreas de producción de Petroamazonas EP y EP Petroecuador, la cual se llevó a cabo a finales del 2012 y principios del Petroamazonas EP asumió ocho campos petroleros que operaba EP Petroecuador (Lago Agrio, Shushufindi, Auca, Cuyabeno, Libertador, Sacha y Pucuna), teniendo así 36 campos bajo su control. La empresa también asumió la operación de la Red de Oleoductos Secundarios (RODA). Aproximadamente durante los últimos dos años, el proceso de fusión explicado se ha dado en las áreas de recursos humanos, prácticas operativas y finanzas. Después de dos años de planificación y acciones y según el Decreto Ejecutivo 1351-A, publicado el 2 de enero de 2013, se concretó el proceso de fusión por absorción entre Petroamazonas EP y la Gerencia de Exploración y Producción EP Petroecuador. Fuente: Dávila, A. & Espín, W. (2013). Nuevas directrices de la matriz energética y cambios en la industria extractiva. Ciudadanía Analiza No. 7. Quito: Grupo FARO Elaboración: Grupo FARO,

6 En el Gráfico 5 se observa la distribución de la producción de las empresas privadas en los dos últimos años, la cual no ha tenido mayores cambios para Como se muestra, la empresa privada con mayor participación en la producción total es Repsol que produjo el 31% (16 millones de barriles) respecto al total durante el año Las empresas Andes Petroleum (13 millones de barriles) y Agip (5,5 millones) fueron la segunda y tercera empresa privada de mayor producción petrolera, respectivamente. Finalmente, las empresas SIPEC y Petrooriental representaron cada una el 10% de la participación dentro del total de producción de empresas privadas durante El restante 13% (6,6 millones de barriles) de la participación corresponde a la producción de los campos marginales 3 que operaron en el país durante el año La producción promedio diaria para el año 2012 fue de barriles, lo que representa un aumento promedio diario de barriles (0,7%) con respecto a la producción del año 2011, en donde la cantidad de crudo extraída promedio diaria se situó en barriles (Gráfico 6). Gráfico 5. Distribución de la producción privada durante el año 2011 y 2012 (Porcentaje de participación) Total 2011: 52 millones de barriles Total 2012: 50 millones de barriles SIPEC 9% Petrooriental 9% Campos Marginales 13% SIPEC 10% Petrooriental 10% Campos Marginales 13% Agip 12% Andes Petroleum 26% Repsol YPF 31% Agip 11% Andes Petroleum 25% Repsol YPF 31% Fuente: Secretaría de Hidrocarburos. Elaboración: Grupo FARO. Gráfico 6. Promedio diario mensual de barriles producidos durante el año 2012 barriles ooo enero febrero marzo abril mayo junio julio agosto septiembre octubre noviembre diciembre Fuente: Secretaría de Hidrocarburos. Elaboración: Grupo FARO. 3 Son aquellos considerados de baja prioridad operacional o económica, que contengan crudo pesado o necesiten técnicas de recuperación demasiado costosas para el Estado ecuatoriano (Ley de Hidrocarburos, artículo 2). 6

7 Transporte de crudo El crudo extraído en la Amazonía ecuatoriana se transporta a través de dos oleoductos, el primero construido en 1972 es el Sistema de Oleoducto Transecuatoriano (SOTE) con capacidad para barriles diarios y el segundo, el Oleoducto de Crudos Pesados (OCP) construido en 2003 con capacidad para barriles diarios 4 (Herrera, López, & Arias, 2012). En promedio, durante el año 2012 se transportaron barriles al día entre ambos oleoductos, esto significó un incremento del 1% con respecto al año 2011 (8 076 barriles diarios). Para el año 2012 el SOTE transportó en promedio el 73% ( barriles diarios), mientras que el OCP transportó en promedio el 27% ( barriles diarios) de la producción total nacional. Producción e importación de derivados El país cuenta con cinco refinerías para la producción de derivados que son la Refinería Esmeraldas (Esmeraldas), La Libertad (Santa Elena), Amazonas (Sucumbíos), Lago Agrio (Sucumbíos) y Shushufindi (Sucumbíos), las cuales conjuntamente, durante el año 2012, produjeron alrededor de 52 millones de barriles de derivados. En la Tabla 1 se puede apreciar la cantidad de derivados producidos según tipo. Como se muestra, el 39% (20 millones de barriles) de la producción se concentra en distintos tipos de fuel oil, mientras que la producción de gasolinas, entre extra y súper, representa aproximadamente el 9,5% (5 millones de barriles) de la producción de derivados del país. Finalmente, la producción de combustibles entre diésel tipo premium y número 2, representa el 23% (12 millones de barriles) del total. La refinería que cuenta con mayor capacidad operativa de las cinco previamente mencionadas es la Refinería Esmeraldas, la cual durante el año 2012 produjo en Tabla 1. Producción de derivados por tipo durante 2012 (barriles) Derivados Cantidad Derivado Cantidad FUEL OIL GASOLINA SUPER FUEL OIL EXP RESIDUO DIESEL PREMIUM NAFTA ARTESANAL DIESEL SPRAY OIL NAFTA BASE DIESEL GASOLINA EXTRA CEMENTO ASFALTICO FUEL OIL RUBBER SOLVENT G.L.P MINERAL TURPENTINE JET FUEL ABSORVER OIL ASFALTOS TOTAL Fuente: Secretaría de Hidrocarburos, Elaboración: Grupo FARO, Gráfico 7. Cantidad de crudo promedio diario mensual transportado por oleoducto durante el año 2012 barriles SOTE OCP enero febrero marzo abril mayo junio julio agosto septiembre octubre noviembre diciembre Fuente: Secretaría de Hidrocarburos. Elaboración: Grupo FARO. 4 Para mayor información sobre la situación de los oleoductos en Ecuador revisar Jarrín, S. Espín, W. y Mancheno, S (2013) Marco Legal de la minería y estado de los oleoductos en Ecuador. Ciudadanía Analiza No. 6. Quito: Grupo FARO. 7

8 promedio, el 57% de los derivados de petróleo del país (alrededor de 30 millones de barriles, a un promedio de 2,5 millones mensuales). En segundo lugar se encuentra la refinería de La Libertad, donde se produjo el 31% de los derivados en Finalmente, las restantes tres refinerías (Amazonas, Lago Agrio y Shushufindi) produjeron entre todas el 12% de los derivados (Gráfico 8). Comercialización interna de derivados Los Gráficos 9 y 10 muestran el nivel de comercialización de productos derivados de petróleo por parte de EP Petroecuador y las empresas privadas. Para ambas comercializadoras, el producto más importante es el diésel 2, sin embargo es relevante destacar que los volúmenes de venta de las empresas privadas duplican los niveles de venta que posee la empresa EP Petroecuador. La gasolina es el segundo rubro en ventas para EP Petroecuador y las empresas privadas, pero en este caso las ventas privadas triplican a las realizadas por la Gráfico 8. Producción mensual de derivados por refinería durante el año 2012 (millones de barriles) MILLONES DE barriles 5 Shushufindi Lago Agrio Amazonas La Libertad Esmeraldas enero febrero marzo abril mayo junio julio agosto septiembre octubre noviembre diciembre Fuente: Secretaría de Hidrocarburos. Elaboración: Grupo FARO. Gráfico 9. Productos comercializados por EP Petroecuador durante el año 2012 (millones de barriles) diesel 2 Gráfico 10. Productos comercializados por empresas privadas durante el año 2012 (millones de barriles) DIESEL 2 gasolina residuos fuel oil #4 jet fuel pesca artesanal Asfalto glp otros GASOLINA GLP fuel oil #4 ASFALTO otros Fuente: EP Petroecuador. Elaboración: Grupo FARO. millones de barriles millones de barriles 8

9 estatal ecuatoriana. Finalmente, cabe destacar el caso de del GLP, donde su comercialización se realizó casi en su totalidad por parte de la empresa privada, como se observa en los Gráficos 9 y 10. Los productos derivados de petróleo son comercializados internamente a un precio menor del que se los importa. Este diferencial entre ambos se considera una variable aproximada del subsidio a los derivados de petróleo y se la presenta en el Recuadro 2. Recuadro 2 Diferencial entre los costos de importación y los ingresos por venta interna de derivados El Gráfico 11 muestra la evolución de los costos de importación y los ingresos por venta interna de Derivados durante el período Durante este período el diferencial entre estas dos variables se ha incrementado en un 69%, pasando de USD 2 017,1 millones en 2010 a USD 3 405,7 millones en En el año 2012 la mayor diferencia entre costo de importación e ingresos por concepto de venta interna, la presenta el Diesel con 1 600,3 millones de dólares, seguido por la gasolina con 1 282,1 millones de dólares y finalmente el GLP con 523,2 millones. Los precios promedio por venta interna durante este período fueron de 41,5, 54,5 y 13,2 dólares por barril para el diesel, nafta y GLP respectivamente. Gráfico 11. Evolución de los costos de importación y los ingresos por venta interna de derivados durante el período (millones de dólares) ,1 Diferencia Exportación de crudo y derivados El Gráfico 12 muestra las exportaciones de crudo por parte del Estado ecuatoriano durante los últimos tres años, de acuerdo a su origen. En el año 2012 se exportaron 129 millones de barriles, lo que representó un incremento del 6% (8 millones de barriles) respecto a Como se observa, durante el año 2012 las exportaciones se componen de tres rubros. En primer lugar, exportaciones registradas por la Secretaría de Hidrocarburos de Ecuador (SHE), las En el año 2012 la diferencia de precios del diesel fue de USD 94 por barril, (precio de importación USD 136,1 y precio de venta interna USD 42,1); la diferencia de precios de la nafta fue de USD 90,1 por barril, (precio de importación USD 143,9 y precio de venta interna USD 53,8); y la diferencia de precios del GLP fue de USD 58 por barril (precio de importación USD 71,4 y precio de venta interna USD 13,4). Las variaciones de precios de importación y de venta interna de derivados representan una medida aproximada de la cantidad de recursos que se destinan como subsidios para cubrir la diferencia. Así, esta cantidad sería de millones de dólares para el año ,9-2949,9 Costos Totales Importaciones Ingresos Totales Ventas Internas 407, ,7 5009,4 1603,8 Fuente: Banco Central del Ecuador, Elaboración: Grupo FARO. Gráfico 12. Exportaciones de crudo según fuente durante el período (millones de barriles) MILLONES DE barriles o 31,2 43,3 49,9 Directas 15,7 15,8 89,8 Regalías Secretaría de Hidrocarburos Compañías privadas 17,2 20,4 91, cuales corresponden a las exportaciones del crudo producido por empresas privadas. En segundo lugar se encuentran las exportaciones provenientes de regalías, las cuales resultan de dos cuentas distintas; las regalías correspondientes a los campos marginales y las regalías correspondientes a la participación del Estado (por ejemplo en la producción de Río Napo). Finalmente, las exportaciones directas, que corresponden al crudo producido por Petroamazonas. Durante 2012, el crudo exportado registrado por la Secretaría de Hidrocarburos fue de 17,2 millones de barriles, lo que representa un crecimiento del 9% con respecto al año Las exportaciones por concepto de regalías fueron de 20,4 millones de barriles, es decir, 29% más que en 2011 (5,4 millones de barriles). Finalmente, las exportaciones directas fueron de 91,9 millones de barriles de petróleo, lo que representó un incremento del 2% (2 millones de barriles) con respecto al año Por otro lado, el Gráfico 13 muestra las exportaciones mensuales de crudo por su origen, donde se aprecia en el mes de enero el mayor nivel de exportación en el año (13 millones de barriles) y el menor nivel en el mes de noviembre (9 millones de barriles). En promedio el país exportó 10,7 millones de barriles por mes, siendo Fuente: EP Petroecuador; Banco Central del Ecuador. Elaboración: Grupo FARO. 9

10 el total exportado en 2012 de 129 millones de barriles. Gráfico 14. Destino del Crudo exportado por país año 2012 (millones de barriles) Según Petroecuador, de los 129 millones de barriles de crudo exportados, el 64% (82 millones de barriles) se destinaron a Estados Unidos. En segundo y tercer lugar, con un porcentaje aproximado de 13% (17 millones de barriles), se encuentran las exportaciones de crudo a Chile y Perú. El resto de exportaciones representan el 10%, el cual se destinó a varios países, destacando Japón (5 millones de barriles) (Gráfico 14). Por otro lado, el Gráfico 15 muestra la exportación mensual de barriles de derivados de petróleo la cual presentó irregularidades durante el año 2012 manteniendo altibajos entre los distintos meses, siendo el de menor exportación octubre, donde se exportaron 351 mil barriles de petróleo (apenas el 25% de lo exportado durante el mes de mayor exportación) mientras que el de mayor exportación fue el mes de abril, donde se exportaron 1,4 millones de barriles. El promedio mensual de exportaciones de derivados fue de 836 mil barriles, y su precio promedio de venta fue de USD 100 el barril. ESTADOS UNIDOS CHILE PERÚ JAPÓN PANAMÁ CHINA EL SALVADOR VENEZUELA CANADÁ 5,33 3,18 1,82 1,07 1,03 0,38 16,98 16,64 ANTILLAS 0,37 NEERLANDESAS millones de barriles Gráfico 13. Evolución mensual de barriles exportados de crudo durante el año 2012 (millones de barriles) millones de barriles 14 82,08 Fuente: EP Petroecuador. Elaboración: Grupo FARO. DIRECTAS REGALÍAS SECRETARÍA DE HIDROCARBUROS enero febrero marzo abril mayo junio julio agosto septiembre octubre noviembre diciembre Fuente: Banco Central del Ecuador. Elaboración: Grupo FARO. 10

11 Gráfico 15. Evolución mensual de barriles exportados de derivados y precio promedio durante 2012 (miles de barriles y dólares por barril) MILES DE barriles precio DE VENTA DERIVADOS EXPORTADOS VALOR UNITARIO POR BARRIL enero febrero marzo abril mayo junio julio agosto septiembre octubre noviembre diciembre Fuente: EP Petroecuador. Elaboración: Grupo FARO. Sección 2: Conformación de los ingresos petroleros El Banco Central del Ecuador, en su sección de estadísticas de finanzas públicas, difunde cifras anuales y trimestrales sobre las operaciones del sector público no financiero, gobierno central, empresas públicas no financieras, gobiernos autónomos descentralizados (GAD) y de las demás entidades del sector público. Estas estadísticas se dividen entre gastos e ingresos, diferenciándose estos últimos entre petroleros y no petroleros. Los ingresos petroleros en esta sección corresponden a los que se obtienen por la exportación de crudo y derivados, y los que se obtienen por la venta interna de derivados. En esta misma línea, el Ministerio de Finanzas incluye en su informe de ejecución presupuestaria 2010 como ingresos petroleros, al impuesto a la renta recaudado de las empresas privadas petroleras, los ingresos por exportaciones de crudo y derivados, y a los ingresos por concepto de venta interna de derivados. Los ingresos petroleros en Ecuador provienen de distintas fuentes y conforman rubros diferentes con varios destinos. Sin embargo, no existe un concepto oficial de ingresos petroleros ni sobre los rubros que los componen, por lo que, como se analizó previamente, las instituciones encargadas de las estadísticas petroleras difieren en sus rubros y montos. En este sentido, esta sección busca hacer un repaso sobre los rubros durante el año 2012 que podrían formar parte de los ingresos petroleros, debido a que provienen de la renta que se genera de esta actividad. Exportación de crudo y derivados El ingreso petrolero más importante y significativo proviene de las exportaciones petroleras. Como se analizó previamente, debido a que las refinerías del país no tienen la capacidad de procesar todo el crudo que se extrae, parte de este se exporta de manera directa. Asimismo, el crudo que es procesado y transformado en derivados, se exporta y se comercializa internamente. Exportación de crudo Los ingresos petroleros por exportaciones, están conformados por las cuentas directas que son las exportaciones que realiza de manera directa Petroecuador, y regalías, que son las correspondientes a las regalías por campos marginales y las regalías por participación del Estado (empresa Río Napo). Los ingresos provenientes de las exportaciones de crudo se han incrementado Gráfico 16. Ingresos por exportaciones de crudo durante el período (millones de dólares FOB) millones de US DÓLARES REGALÍAS DIRECTAS Fuente: EP Petroecuador. Elaboración: Grupo FARO. 11

12 a partir de la renegociación de contratos producto de las reformas a la Ley de Hidrocarburos. Como se observa en el Gráfico 16, los ingresos petroleros por exportación, según el Banco Central, fueron de aproximadamente USD millones en el 2010, en 2011 y en el año 2012; es decir, los ingresos petroleros por exportaciones fueron superiores en un 64% en 2012 con respecto al año Este incremento se debió al aumento de las exportaciones directas (como se observa en el Gráfico 16), que se dio como resultado de la renegociación de contratos ya que con el paso al modelo contractual de prestación de servicios, el petróleo que producen las compañías privadas pasó a ser del Estado. Más adelante en el Recuadro 3 se presenta un análisis del modelo contractual de prestación de servicios. Exportación de derivados Los ingresos petroleros por concepto de exportación de derivados fueron de y millones de dólares en 2011 y 2012, Gráfico 17. Ingresos por exportaciones de derivados durante el período (millones de dólares FOB) millones de US DÓLARES fob US dólares/barril INGRESOS POR EXPORTACIÓN DE DERIVADOS PRECIO PROMEDIO ANUAL Fuente: EP Petroecuador. Elaboración: Grupo FARO. respectivamente. En el Gráfico 17 se puede observar que estos ingresos fueron mucho mayores respecto al año 2010, debido principalmente al precio de exportación, pues en 2010 fue de USD 69,5 por barril, en 2011 de USD 95,6 y en 2012 de USD 101 por barril. Impuestos recaudados Los impuestos recaudados provenientes de la actividad petrolera se agrupan dentro de los rubros de actividad económica del Servicio de Rentas Internas (SRI) bajo las denominaciones de fabricación de productos de la refinación de petróleo, actividades de tipo servicio relacionadas con la extracción de petróleo y gas, y sector de petróleo crudo y gas natural. Como se observa en el Gráfico 18, durante el año 2012 el total de ingresos petroleros provenientes de la recaudación tributaria ascendió a USD 780,4 millones, un 7% menos respecto al año 2011 donde la recaudación fue de USD 837,3. Del total de Gráfico 18. Ingresos petroleros provenientes de la recaudación tributaria por actividad económica durante el período (millones de dólares) MILLONES DE DÓLARES o Sector de petróleo crudo y gas natural Actividades de tipo servicio relacionadas con la extracción de petróleo y gas Fabricación de productos de la refinación de petróleo 16,19 176,77 183,87 614,7 13,91 11,97 223,29 639,48 545, Fuente: Sistema de Rentas Internas. Elaboración: Grupo FARO. ingresos petroleros provenientes de la recaudación tributaria del año 2011, el 70% (USD 545 millones de dólares) corresponde al rubro sector de petróleo crudo y gas natural, el 29% (USD 223 millones) al rubro actividades de tipo servicio relacionadas con la extracción de petróleo y gas y el restante 2% (USD 12 millones) corresponde al rubro fabricación de productos de la refinación de petróleo. Dentro de estos tres tipos de actividades económicas, los ingresos petroleros tributarios provienen en su mayoría del impuesto al valor agregado (IVA) y del impuesto a la renta. Como se observa en el Gráfico 19, durante el año 2012 el IVA fue el impuesto de mayor recaudación dentro de la actividad económica sector de petróleo crudo y gas natural con un 71% de participación respecto al total. El segundo impuesto de mayor recaudación dentro de esta actividad es el impuesto a la renta (27%), siendo tan solo el 2% restante la participación del impuesto a la salida de divisas (1,3%) y otros impuestos como intereses tributarios, vehículos motorizados, fomento ambiental, entre otros (0,7% entre todos). Asimismo, se observa en el Gráfico 19 que para el caso de la actividad económica actividades de tipo servicio relacionadas con la extracción de petróleo y gas, la participación de la recaudación del impuesto a la renta y del IVA durante el año 2012 fue del 98% entre ambas respecto al total, con una participación individual similar (58% el IVA y 40% el impuesto a la renta). El 2% restante corresponde a otros impuestos. Finalmente, dentro de la actividad económica fabricación de productos de la refinación de petróleo más del 99% de la recaudación tributaria en 2012 correspondió a IVA (78,6%) y a impuesto a la renta (20,8%). Por otro lado, el Gráfico 20 muestra la recaudación tributaria petrolera según impuesto durante los años 2010, 2011 y Como se observa, durante el año 2010 el impuesto a los ingresos extraordinarios mantuvo una importante participación respecto al total recaudado. Este impuesto pasa a tener una menor participación en 2011 y ninguna participación en Esto se debe a que, a raíz de la renegociación de contratos como resultado de las reformas a la Ley de Hidrocarburos, las empresas privadas suscribieron solo contratos de prestación de servicios (Recuadro 3), mismos que no contemplan el pago del impuesto a los ingresos ex- 12

13 Gráfico 19. Participación del tipo de impuestos según actividad económica durante el año 2012 (porcentaje) Sector de petróleo crudo y gas natural 1,3% 0,7% Fabricación de productos de la refinación de petróleo 0,5% Actividades de tipo servicio relacionadas con la extracción de petróleo y gas 2% 26,7% 20,8% 40 % 71,3% 78,6% Fuente: Sistema de Rentas Internas. Elaboración: Grupo FARO. 58% IVA IMPUESTO A LA RENTA SALIDA DE DIVISAS OTROS traordinarios. De igual manera, el gráfico muestra el incremento en la recaudación del IVA en 2011 respecto a 2010 (aproximadamente de USD 195 millones) y en 2012 respecto a 2011 (aproximadamente de USD 51 millones). Gráfico 20. Recaudación tributaria petrolera total según tipo de impuesto durante el período (Millones de dólares) MILLONES DE DÓLARES o Ingresos Impuesto a la renta Salida de divisas IVA Fuente: Sistema de Rentas Internas, Elaboración: Grupo FARO, Venta interna de derivados Otro rubro que representa ingresos al Estado provenientes del sector petrolero es la venta interna de derivados. Sin embargo, este rubro puede considerarse un gasto, pues los costos de importación de derivados del petróleo superan a los ingresos por la venta interna de los mismos siendo este Gráfico 21. Ventas totales de derivados de Petroecuador durante 2011 y 2012 (Millones de dólares) MILLONES DE DÓLARES o Fuel Oil Otros Diesel Gasolina Fuente: Petroecuador, Elaboración: Grupo FARO, diferencial parte del subsidio a los combustibles (ver Recuadro 2). Durante el año 2012, Petroecuador reportó ingresos por la venta interna de derivados de petróleo de USD 3 879,95 millones como se observa en el Gráfico 21 (aproximadamente USD 230 millones más que en 2011). De este valor, los mayores ingresos correspondieron a la venta interna de gasolina, diésel y fuel oil. Otras imposiciones En este grupo se encuentran incluidos los ingresos que recibe el ECORAE por concepto de la Ley del Fondo para el Ecodesarrollo Amazónico; los ingresos que se generan por concepto del 12% de utilidades de las empresas privadas que se revierten al Estado; la recaudación del Fondo de Desarrollo de las Provincias de la Región Amazónica; y los ingresos por concepto de rentas sustitutivas, mismos que se detallan a continuación. Fondo para el Ecodesarrollo Regional Amazónico (Ley 10 y ley 20 5 ): Desde su creación en 1992, han existido reformas sobre la normativa que regula este fondo, siendo la última la Codificación de la Ley del Fondo para el Ecodesarrollo Amazónico y de Fortalecimiento de sus Organismos Seccionales, aprobada en Los recursos de este fondo provienen de un impuesto equivalente a un dólar por cada barril de petróleo que se extraiga en la región amazónica y que se comercialice en los mercados internos y externos. 5 Ley del Fondo para el Ecodesarrollo Regional Amazónico, Codificación publicado en el Registro Oficial 222 del 1 de diciembre de

14 Utilidades de las empresas petroleras privadas: la Reforma a la Ley de Hidrocarburos determinó que el 12% de la participación de trabajadores en las utilidades generadas por las empresas petroleras privadas se destinen a los gobiernos autónomos descentralizados que se encuentren ubicados en las zonas de explotación establecidas en los contratos a través de proyectos. La distribución de estos fondos se encuentra normada en la actualidad por el Reglamento para la asignación de recursos para proyectos de inversión social y desarrollo territorial en las áreas de influencia donde se ejecutan actividades de los sectores estratégicos. Este reglamento regula la repartición del 12% de utilidades de empresas privadas petroleras y mineras, las regalías mineras, los contratos de prestación de servicios mineros y los excedentes de empresas públicas mineras y petroleras. Fondo de Desarrollo de las Provincias Amazónicas (ley ): estos ingresos provienen del gravamen por cada servicio facturado de empresas a Petroecuador o sus filiales en las provincias de la región amazónica. Las empresas extranjeras pagan 4,5% del total facturado y las empresas nacionales el 2,5%. Estos valores fueron repartidos equitativamente entre los gobiernos seccionales de la región Amazónica hasta octubre de 2010, cuando se reformó la ley en el COOTAD estableciendo que sean depositados mensualmente en la cuenta única del Tesoro Nacional. Rentas sustitutivas (ley 40 7 ): Estos recursos corresponden al monto por cada barril de crudo que es transportado por el SOTE. La Ley establece un pago de cinco centavos de dólar por cada barril transportado, adicionales a la tarifa del transporte. Según lo establecía la normativa, estos valores se habrían distribuido entre los gobiernos seccionales de Napo, Esmeraldas, Sucumbíos, Orellana y Pastaza hasta octubre de 2010, cuando se reforma esta ley en el Código de Ordenamiento Territorial, Autonomías y Descentralización (COOTAD), estableciendo que sean depositados en la cuenta única del tesoro nacional. Estos ingresos juntos ascendieron en 2011 a USD 300 millones aproximadamente y para el año 2012 no se pudo conocer el valor de los mismos debido a que no se obtuvo respuesta a los oficios de solicitud de información, por parte de las entidades a cargo de la misma (ECORAE y Ministerio de Finanzas). Recuadro 3 XI Ronda petrolera y contrato de prestación de servicios para la exploración y explotación Análisis de Modelo de Contratación de Servicios El modelo de contrato de prestación de servicios es aquel en el cual el Estado no cede la propiedad del recurso, y sólo se limita a contratar al operador para que explore y/o explote sus campos por un plazo determinado, reconociéndole una tarifa por el servicio prestado. Es decir, bajo este modelo contractual, la empresa no tiene derecho de ninguna índole en el suelo o áreas que se vayan a explotar. Este modelo de contrato fue suscrito con las empresas petroleras privadas que operan en el país a raíz de la renegociación de contratos en el año 2010 como resultado de las reformas a la Ley de Hidrocarburos. En esta renegociación, cinco empresas privadas decidieron aceptar la nueva modalidad contractual y las demás abandonaron el país, pasando sus operaciones a las empresas petroleras públicas. Las empresas Repsol, Andes Petroleum, Petrooriental, Agip y Enap-Cipec que se acogieron a la renegociación de contratos, llevaban varios años operando y gran parte de la inversión de las mismas ya había sido recuperada. Por esta razón, la renegociación con estas empresas fue positiva, siendo ahora el Estado el único dueño del recurso, y además beneficiándose 100% del incremento de los precios del petróleo. Sin embargo, este contrato no pudo resultar igual de atractivo para las empresas que iniciarían el proceso de exploración en el país. La Secretaría de Hidrocarburos establece los siguientes lineamientos para las empresas que suscriban estos contratos a raíz de la XI Ronda: Parte del petróleo producido puede ser transportado a través del oleoducto nor-peruano. El potencial hidrocarburífero de los 21 bloques de la zona es de 369 miles de millones de barriles de petróleo (MM- BLS) en un escenario pesimista, 800 MMBLS en un escenario medio y MMBLS en un escenario optimista. El sistema tarifario de cada contrato se establecerá de forma individual, sobre la base de los resultados de la licitación y en función de la amortización de las inversiones, los costos y gastos del proyecto, y una utilidad razonable que se acuerda en función del riesgo. Bajo esta modalidad contractual el Estado se reserva el 25% de los ingresos brutos del área del contrato como margen de soberanía. Sobre los ingresos remanentes el Estado, que está a cargo de la totalidad de la actividad de transporte, cubre sus costos de transporte y comercialización, así como el pago de los tributos correspondientes, y genera un ingreso disponible para el pago de los servicios a la contratista. Es decir, las empresas privadas reciben su pago de la tarifa posterior a que el Estado haya descontado el margen de soberanía y los pagos de transporte y ciertos tributos. Así, la empresa ya no debe pagar, como antes, costos de transporte y almacenamiento ni tributos como el fondo para el Ecodesarrollo, rentas sustitutivas, etc. Cuando se adjudique el contrato a la empresa, esta rendirá a favor de la Secretaría de Hidrocarburos una garantía bancaria incondicional, irrevocable y de cobro inmediato por un valor equivalente al veinte por ciento (20%) de las inversiones que se comprometa a realizar en los tres primeros años del período de explotación. Además, establece que el cálculo de la tarifa está diseñado en función del riesgo de la actividad exploratoria. Así, el siste- 6 Ley del Fondo de Desarrollo de las Provincias de la Región Amazónica publicada en el Registro Oficial 676 del 3 de mayo de Fue reformada en el COOTAD, que se publicó en el Registro Oficial suplemento 303 del 19 de octubre de Ley de creación de rentas sustitutivas para provincias de Napo, Esmeraldas y Sucumbíos publicada en el Registro Oficial Suplemento 248 del 7 de agosto de Fue reformada en el COOTAD, que se publicó en el Registro Oficial suplemento 303 del 19 de octubre de

15 ma tarifario mantendría los aspectos que muestra el Gráfico 22. En este sentido, y a diferencia de los contratos suscritos en 2010, las empresas ofertarán las tarifas que crean que les generen una rentabilidad del 15 al 30%. La tarifa con la que se suscriba el contrato corresponderá a la ponderación de tres valores para tres intervalos de producción. Es decir, la contratista oferta y negocia con el Estado dos límites de producción (L1 y L2), y tarifas que pagaría el Estado si la producción se encuentra por debajo, entre o por encima de estos límites (intervalos). Así, la tarifa se calcula según la siguiente fórmula 8 : TP= (T1* Q1+T2 * Q2+T3 * Q3) (Q1+Q2+Q3) Donde, T1: Tarifa que se paga por la cantidad producida Q1. Q1: Cantidad producida que se encuentra debajo del límite L1. T2: Tarifa que se paga por la cantidad producida Q2. Q2: Cantidad producida que se encuentra entre los límites de producción L1 y L2. T3: Tarifa que se paga por la cantidad producida Q3. Q3: Cantidad producida que se encuentra sobre el límite L2. Por otro lado, el contrato de prestación de servicios establece las siguientes obligaciones de pago para la empresa contratista: Impuesto a la Renta: 24% durante el año 2011, 22% durante 2012 y 23% a partir de Participación Laboral: 3% de las utilidades y el 12% restante será entregado al Estado. Contribución por utilización de aguas y materiales naturales de construcción: USD anuales durante el período de explotación. Contribución para la investigación tecnológica: La contribución equivalente al 1% del monto de pago por los servicios, previa deducción de la participación laboral y del impuesto a la renta. Contribución para la Superintendencia de Compañías: Las compañías que integran la Contratista pagarán la contribución anual prevista en el artículo 455 de la Ley de Compañías. Impuesto a los Activos Totales: La contratista pagará, cuando corresponda, un impuesto destinado a los Municipios de conformidad con lo previsto en la Ley Aplicable. Pese a ser similar al contrato suscrito en 2010 con las empresas antes mencionadas, el contrato de servicios representa un riesgo para las empresas interesadas en bloques en el sur oriente del país debido a que existe escasa información sobre el potencial de reservas probadas. Asimismo, se diferencia en cuanto las empresas que firmaron el contrato en 2010 mantenían varios años de operación en el país lo que les permitió recuperar sus inversiones. Finalmente, el contrato presenta pocos incentivos para las empresas; si bien es cierto si la producción es mayor, se incrementan los ingresos, la particularidad de que la tarifa se reduzca a mayor producción no compensa el gasto en exploración adicional por lo que las empresas podrían no incurrir en el mismo. Una evidencia de esto se refleja en el poco nivel de presentación de ofertas que se mantuvo en la XI ronda petrolera pues pese a la promoción de la misma a nivel regional e internacional, esta ha sido pospuesta por dos ocasiones. Como alternativa a esta falta de interés en invertir en exploración del país, el gobierno puede optar por las siguientes opciones: negociar una tarifa más elevada para las empresas; flexibilizar algunos términos del contrato de prestación de servicios para la exploración; realizar la exploración mediante las empresas públicas nacionales (la inversión y riesgo de esta opción son elevados); realizar la exploración en conjunto con empresas estatales internacionales; negociar contratos de otra modalidad (como participación) pues los mismos no han sido eliminados de la Ley (las reformas establecieron el paso de las empresas privadas a prestación de servicios pero las demás modalidades siguen figurando en la Ley). Gráfico 22. Determinación del sistema de tarifas para la suscripción de contratos de exploración-explotación La empresa contratista determina y oferta las tarifas para la operación del campo durante la vida del mismo, las cuales deben generar rentabilidad de entre el 15% y 30%. Las compañías calculan su expectativa de reservas, de acuerdo a esto se realiza la oferta de sus tarifas y lo que podrían obtener con cada nivel de producción. El sistema de tarifas se diseña de manera que mientras mayor sea la producción menor es la tarifa. Así, cuando el campo llega a su madurez y la producción empieza a disminuir, la tarifa vuelve a incrementarse. Fuente: Petroecuador, Elaboración: Grupo FARO, Si la empresa produce la cantidad Q2, el Estado pagará la tarifa T2 solo por los barriles producidos que se encuentren sobre el límite L1. Es decir, si el límite L1 es barriles por día y el límite L2 es barriles por día, y T1 es USD 35 por barril y T2 USD 30 por barril. Si la empresa produce barriles, barriles se pagarán a USD 35 y barriles a USD

16 Sección 3: Distribución de los ingresos petroleros a nivel local Los ingresos petroleros analizados en la sección previa son fundamentales para la economía nacional y para el presupuesto estatal. Los mismos, junto a los ingresos tributarios, son indispensables para el financiamiento del Presupuesto General del Estado de cada año así como para las asignaciones de los Gobiernos Autónomos Descentralizados (GAD). A pesar de esto, no existe claridad sobre el destino específico que tienen los ingresos petroleros, debido a que estos pasan a formar parte de los ingresos totales del presupuesto general del Estado, por lo que no es posible determinar los rubros específicos que cubren los mismos. Sin embargo, es necesario mencionar que, según el Código Orgánico de Planificación y Finanzas Públicas (COPLAFIP), los ingresos no permanentes (como los petroleros) no pueden financiar egresos permanentes, a menos que existan situaciones excepcionales para los casos de salud, educación y justicia. Es decir, los ingresos petroleros se destinarían a cubrir egresos no permanentes, entre otros, a menos que exista algún caso excepcional dentro de los sectores salud, educación y justicia. Por lo antes mencionado, la presente sección se centra en el análisis de la distribución de los ingresos petroleros a nivel local. Para esto, se revisa el presupuesto de inversión y los proyectos en ejecución hasta finales del año 2012 de la empresa Ecuador Estratégico EP a nivel local. Cabe mencionar que la presente sección, con la finalidad de brindar continuidad al análisis del número previo 2011, buscaba también analizar la ejecución del Presupuesto General del Estado 2012 y el presupuesto ejecutado en 2012 por concepto del Fondo para el Ecodesarrollo de la Región Amazónica. Sin embargo, hasta la fecha de cierre de la publicación, no se obtuvo respuesta a los oficios de solicitud de información enviados al Ministerio de Finanzas y al Instituto para el Ecodesarrollo de la Región Amazónica. Inversión de Ecuador Estratégico Ecuador Estratégico EP es una empresa pública creada el 5 de septiembre de 2011 mediante Decreto Ejecutivo No. 870 con la finalidad de que sea la encargada de la planificación, diseño, evaluación, y ejecución de los planes, programas y proyectos de desarrollo local e infraestructura en las zonas de influencia de los proyectos en los sectores estratégicos. En este sentido, Ecuador Estratégico trabaja en las zonas afectadas por proyectos considerados estratégicos como los petroleros, mineros, hidroeléctricos, petroquímicos, entre otros. Así, el presupuesto de Ecuador Estratégico proviene de distintas fuentes, siendo una de las principales la industria petrolera. Gráfico 23. Proceso de repartición de utilidades, regalías y excedentes mineros BEDE Gobiernos Autónomos Descentralizados Proyectos individuales de inversión y pre inversión. Se priorizan los ubicados en áreas de influencia directa. según: Regalías mineras Utilidades Fuentes de financiamiento: Previamente, existía una diferenciación entre fondos para estos proyectos que provienen de la industria petrolera y minera. Así, era el Instructivo sustitutivo para distribuir los recursos, provenientes del 12% de las utilidades por la participación laboral hidrocarburífera, establecida en el artículo 94 de la Ley de Hidrocarburos el que regulaba el rubro de repartición del 12% de utilidades de empresas petroleras privadas. Según éste, el dinero proveniente del 12% de participación laboral de empresas petroleras privadas debería ser invertido en proyectos de desarrollo local en las zonas afectadas por la explotación petrolera según la producción que proviene de cada una. Así, las comunidades o GAD que quisieran acceder a estos recursos deberían elaborar un proyecto de inversión y presentarlo al Banco del Estado, el cual previo a la notificación por parte del Ministerio de Recursos Naturales no Renovables (MR- NNR) de cuánto dinero le corresponde a cada zona, cada año, calificaría la factibi- Excedentes Contratos prestación de servicios MRNNR emite informe al MEF y MICSE con proyección de ingresos siguiente año en cada fuente de financiamiento. Posteriormente, se aprueban desembolsos para proyectos ejecutados por: Gobierno Central Ejecución de planes, programas o proyectos de inversión social o desarrollo territorial en zonas donde se ejecuten proyectos de los sectores estratégicos. Directa: determinadas en los contratos firmados con las empresas. Indirecta: áreas con impactos potenciales. Beneficio nacional: proyectos de inversión social o desarrollo territorial de acuerdo a las NBI en las provincias donde se encuentren proyectos emblemáticos de los sectores estratégicos que no generen excedentes. Fuente: Reglamento para la asignación de recursos para proyectos de inversión social y desarrollo territorial en las áreas de influencia donde se ejecutan actividades de los sectores estratégicos. Elaboración: Grupo FARO. Ecuador Estratégico EP 16