Un giro en la gestión petrolera, monitoreo

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2 Un giro en la gestión petrolera, monitoreo CONTENIDO Introducción 1. Producción de petróleo 2. Transporte de crudo 3. Producción de derivados 4. Comercialización interna de derivados 5. Exportación de crudo y derivados 6. Conformación de los ingresos petroleros 7. Distribución de los ingresos petroleros Conclusiones Referencias

3 Introducción Los años 29 y 21 representaron períodos de reestructuración, tanto para la gestión estatal en la industria petrolera, como para la administración de las finanzas públicas. Durante este lapso se estableció un nuevo modelo de gestión para las empresas públicas, se reformó la ley que norma el sector, se estableció un modelo contractual único de prestación de servicios para empresas privadas y se expidió una normativa para las finanzas públicas. Todos estos cambios, evidencian la importancia de la industria extractiva para la economía del país y las finanzas públicas. Desde esta perspectiva, y con el objetivo de entender la situación del sector petrolero, se vuelve imprescindible contar con información clara y sintetizada que involucre un análisis desde la extracción del recurso hasta la gestión de la industria. En este sentido, Grupo FARO con el apoyo del Revenue Watch Institute, presenta un nuevo número de la serie Lupa Fiscal, que con la finalidad de continuar con lo presentado en ediciones anteriores, desarrolla un análisis del sector en lo que respecta a la generación y distribución de la renta durante los años 29 y 21, lo cual puede convertirse en un insumo para entender los cambios experimentados en este período y que sirva de introducción a ediciones posteriores en las que se podrán conocer las implicaciones y resultados de estos cambios. El presente documento se divide en tres secciones. La primera se enfoca en la producción y comercialización del petróleo, lo que incluye un análisis de los cambios en la participación de la extracción de crudo de empresas públicas o privadas y un estudio sobre cómo ha evolucionado la producción de derivados. En la segunda sección, se desarrolla un análisis del registro de los ingresos que resultan de las actividades petroleras, tanto los que provienen de las exportaciones, como los que percibe el Estado por impuestos y otras imposiciones específicas del sector. Finalmente, la tercera parte del documento abarca el análisis de la administración y destino de los ingresos petroleros, incluyendo la gestión de las empresas públicas y el registro financiero en el Presupuesto General del Estado. La ruta del petróleo En el período Desde el inicio de la explotación petrolera en la Amazonía del país por la ubicación de los campos y los puertos de embarque, además de la demanda interna de ciertos derivados, el movimiento petrolero se ha caracterizado por mantener un comportamiento similar a lo largo de los últimos años. Este proceso inicia con la explotación petrolera realizada por Petroecuador, Petroamazonas y las compañías privadas (fase 1), sobre todo en la región Amazónica 1. Una vez extraído el crudo, se lo transporta desde su lugar de explotación hacia el centro de fiscalización a través de un sistema de poliductos, donde se cuantifica el crudo producido por cada empresa. Posteriormente, se lo transporta mediante el Oleoducto de Crudos Pesados (OCP, que opera desde el año 23) y el Sistema de Oleoducto Transecuatoriano (SOTE) (fase 2). El crudo transportado tiene dos destinos: una parte se entrega en las refinerías para su industrialización (fase 3) y otra se entrega en los diferentes puertos para proceder a su exportación (fase 4) 2. Lupa Fiscal Por otro lado, debido a que la demanda interna de derivados del país es mayor a la cantidad producida por las refinerías, se importan derivados desde diferentes destinos (fase 5), los cuales se suman a los producidos en refinerías locales y son comercializados por Petroecuador y por compañías privadas a lo largo del país (fase 6). Esta dinámica petrolera se puede observar en el Gráfico 1, el cual contiene la información general de cada fase para los años 29 y 21. Asimismo, este proceso será desarrollado a lo largo del presente documento con el objetivo de analizar las cifras de cada etapa, la generación y la distribución de la renta durante el período PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO La producción nacional de crudo fue similar durante los años 29 y 21, pero menor respecto a 28. Como se aprecia en el Gráfico 2, durante el año 28 se produjeron aproximadamente 185 millones de barriles de crudo a nivel nacional, cifra que disminuyó para el año 29 y 21 en aproximadamente 7 millones de barriles (177 millones de barriles en 29 y 21). Esta reducción se debió, principalmente, a la disminución de las inversiones de las compañías privadas, lo que redujo también su producción. Empresas públicas Desde el inicio de la explotación petrolera en el país, la mayor parte (y en algunos casos el total) de la producción de empresas públicas ha estado a cargo de Petroproducción, situación que ha cambiado durante 1 Los hidrocarburos no solo se extraen de la Amazonía, sino también de la Costa ecuatoriana, aunque en cantidades marginales. 2 Cabe recalcar que una parte de los derivados producidos en las refinerías se destinan a exportaciones debido a que estos no son requeridos internamente. 3

4 los últimos años por la creación de nuevas empresas estatales, como respuesta al inicio de nuevas operaciones y a la salida de ciertas empresas privadas (Ver Recuadro 1). Durante 29 y 21, la producción petrolera de las empresas públicas a nivel nacional estuvo a cargo de Petroproducción, Petroamazonas y Operaciones Río Napo (desde noviembre de 29). Como se señaló antes, Petroproproducción quedó a cargo de gran parte de la producción petrolera estatal y nacional, en su mayoría de campos maduros. Desde que Petroamazonas fue creada, a finales del año 27, está a cargo de los campos Limoncocha, Bloque 15, Eden Yuturi y Yanaquincha, los cuales pasaron a manos del Estado a raíz de la caducidad del contrato con la empresa Occidental en mayo de La producción nacional de crudo fue similar durante los años 29 y 21 (177 millones de barriles) y menor respecto a 28 (185 millones). Se dio inicio de nuevas operaciones y algunas empresas privadas dejaron de operar en el país. GRÁFICO 1. Movimiento petrolero durante los años 29 y 21 (cifras en millones de dólares) Entrega de crudo en refinerías TOTAL 57,8 5,13 Esmeraldas 33,99 29,31 La Libertad 15,68 14,11 Amazonas 7,5 6,34 FASE 3 Crudo transportado por OCP ,12 41,53 FASE 2 Crudo transportado por SOTE Lago Agrio y otras,38,36 128,3 127,66 Exportación de crudo TOTAL 119,56 122,34 Venta directa 32,77 27,89 OCP FASE 4 Regalías 28,75 42,76 Napo 21,96 22,11 Comp. Privadas 36,9 29,57 SOTE FASE 1 Exportación de derivados ,56 122,34 FASE 5 Pcc. crudo región Costa 29 21,56,49 Pcc. crudo región Oriente TOTAL 176,86 176,93 Petroecuador 66,58 68,14 Petroamazonas 36,18 41,81 Compañías 74,9 66,98 Importación derivados TOTAL 35,25 44,71 GLP 9,8 9,41 NAO 9,38 8,86 Diesel 14,46 19,45 Jet Fuel,8,5 Avgas,1,3 Otros 2,24 6,9 FASE 6 Consumo interno de derivados TOTAL 75,82 79,93 Gasolinas 18,79 2,1 Diesel 26,62 29,94 Fuel oil 8,81 9,6 GLP 11,23 11,34 Jet fuel 2,57 2,58 Residuos 4,18 3,43 Otros 3,62 3,58 Fuentes: Informes estadísticos EP Petroecuador 29 y 21. 4

5 RECUADRO 1. Petroecuador: una época de transiciones Durante los cuatro últimos años, la empresa estatal Petróleos del Ecuador, ha atravesado una serie de cambios con la finalidad de incrementar la eficacia en su gestión, los cuales se han traducido en el incremento de la producción petrolera. El cambio más sustancial se refiere a quien ejecutaba su administración. Pasó a manos de la Armada Nacional por los antecedentes de bajo nivel de producción y a la supuesta corrupción que la empresa registraba en su manejo. Después de un poco más de dos años, los resultados no fueron los esperados y se produjo un nuevo cambio en su administración en marzo de 21. Por otro lado, se dio la transición de Petroecuador a empresa pública según lo determina la Ley Orgánica de Empresas Públicas (Registro Oficial 48 del 16 de octubre de 29). Así, mediante Decreto Ejecutivo emitido por el Presidente de la República, dentro de 18 días, Petroecuador dejaría de existir, transfiriendo su patrimonio a la o las nuevas empresas públicas que se creen. A la vez, la Ley contemplaba el plazo máximo de noventa días para la emisión de un Decreto Ejecutivo por parte del Presidente de la República, mediante el cual se determinó que las sociedades anónimas en las que el Estado sea accionista único (Petroamazonas del Ecuador), sean disueltas de manera forzosa, sin liquidarse, transfiriendo su patrimonio a la o las nuevas empresas públicas que se creen. GRÁFICO 2. Evolución de la producción de petróleo a nivel nacional del período (millones de barriles) MILLONES DE BARRILES } 177 } 177 } 5 64 EP:97 EP:13 Empresas públicas (EP): Compañías privadas Petroamazonas Operadora Río Napo Petroproducción Fuentes: Informes estadísticos EP Petroecuador 28, 29 y 21. 5

6 26 3. En cambio, Operaciones Río Napo, la cual inició sus operaciones en el mes de noviembre de 29 4, asumió la operación del campo Sacha en virtud del contrato suscrito el 3 de septiembre del mismo año. Así como se aprecia en el Gráfico 3, Petroproducción fue la empresa de mayor producción durante el año 29 con aproximadamente las dos terceras partes del total generado por empresas nacionales. El resto, correspondió a Petroamazonas con el 35% y a Operaciones Río Napo con tan solo el 3% debido a que en ese año solo realizó operaciones durante menos de dos meses. Esto cambió para el año 21, donde la participación de Petroproducción se redujo al 45% debido al cese de sus operaciones en el campo Sacha, ahora a cargo de Operaciones Río Napo, que presentó una participación del 17%. El 38% restante perteneció a Petroamazonas, por lo que mantuvo un nivel similar al de 29. Petroproducción fue la empresa de mayor producción durante el año 29 con aproximadamente las dos terceras partes del total generado por empresas nacionales (12,8 millones de barriles). Esto cambió para el año 21, donde su participación se redujo al 45% debido a que el campo Sacha pasó a ser operado por Operaciones Río Napo. GRÁFICO 3. Distribución de la producción petrolera de empresas públicas a nivel nacional entre los años 29 y 21 (porcentajes) 29: TOTAL = 12,8 millones de barriles 21: TOTAL = 11 millones de barriles Petroproducción 62% Petroamazonas 35% Libertador 9% Shushufindi 25% Operadora Río Napo 3% Fuentes: Informes estadísticos EP Petroecuador 29 y 21. GRÁFICO 4. Producción del año 21 de EP Petroecuador (Petroproducción) por área (porcentajes) Lago Agrio 7% Auca 2% Petroproducción 45% Fuentes: Informes estadísticos EP Petroecuador 28, 29 y 21 * Desde noviembre de 29, el área está a cargo de la empresa Operaciones Río Napo Sacha* 27% Cuyabeno 12% Operadora Río Napo 17% Petroamazonas 38% 3 La decisión fue tomada por el Directorio de Petroecuador. Los únicos dueños de la empresa son, por un lado Petroecuador con el 8% de acciones y por otro Petroproducción con el 2%. La sociedad anónima tendría el carácter de temporal hasta la aprobación de la Ley Orgánica de Empresas públicas por parte de la Asamblea y la reestructuración de Petroecuador. 4 Operaciones Río Napo es una empresa de economía mixta. Un 7% de la empresa está controlada por EP Petroecuador y un 3% por la empresa estatal venezolana PDVESA. 5 El análisis se lo lleva a cabo conjuntamente debido a que Petroproducción operó el campo Sacha hasta finales de 29. Desde entonces, el campo pasó a ser operado por la empresa Operaciones Río Napo. 6

7 Petroproducción y operaciones río Napo 5 La producción de crudo de Petroproducción se redujo, de 64 millones de barriles en el año 29 a 5 millones en 21. Por otro lado, Operaciones Río Napo produjo 3 millones de barriles, debido a su corto tiempo de operaciones durante 29 (un poco menos de dos meses), pero esa cifra se incrementó a 18 millones en el año 21. La producción de petróleo de las áreas operadas por ambas empresas fue similar para los años 29 y 21. Durante este período, Petroproducción operó directamente en Lago Agrio (tres campos), Libertador (ocho campos), Auca (seis campos), Shushufindi (dos campos) y Cuyabeno (cuatro campos). A la vez, mantuvo operaciones directas durante los primeros diez meses de 29 en el área Sacha (un campo con el mismo nombre) y asumió a partir de entonces, el negocio la empresa Operaciones Río Napo (noviembre y diciembre de 29 y todo el año 21). Durante ambos años, Sacha fue el área de mayor producción de las seis con tan solo un campo (ver Gráfico 4) 6 con un 27% del total, siguiéndole las áreas de Shushufindi y Auca con el 25 y 2% del total respectivamente. Reservas 7 Los campos en los que opera Petroproducción y Operaciones Río Napo (a partir de finales de 29) contienen reservas, tanto in situ 8 como probadas. Estos también son llamados campos maduros debido a que contienen, en su mayoría, un nivel de reservas en el cual la cantidad de barriles producidos es mayor a los de Lupa Fiscal la reserva remanente (como se puede observar en el Gráfico 5). Se verifica también que el campo Shushufindi es el de mayor cantidad de barriles producidos con millones en toda su historia, siendo a la vez el de mayor reservas remanentes junto con el campo Sacha, con 462 y 459 millones de barriles respectivamente. Conforme disminuyen las reservas de estos campos, se hace más difícil su extracción, lo que implica incurrir en mayores costos y tecnología. En consecuencia, las reservas probadas de estos campos son mucho menores a las in situ. Petroamazonas Petroamazonas incrementó su producción en el año 21 en un 16% respecto a 29. Este aumento se debió al inicio de operaciones GRÁFICO 5. Reservas remanentes y barriles producidos al año 29 de los campos manejados por Petroproducción (millones de barriles) MILLONES DE BARRILES Tapi Tetete Victor Hugo Ruales Yuca Reservas remanentes (barriles) Parahuacu Atacapi Barriles producidos Lago Agrio Cononaco Guanta Dureno Culebra - Yulebra - Anaconda Cuyabeno - Sansahuari Libertador Auca - Auca Este - Auca Sur Sacha Shushufindi - Aguarico Fuentes: Informes estadísticos EP Petroecuador 28, 29 y 21 * Desde noviembre de 29 a cargo de la empresa Operaciones Río Napo (Sacha) 6 Esta repartición del porcentaje de producción de las áreas se mantuvo muy similar a la del año El análisis de las reservas se lleva a cabo solo para áreas operadas por Petroproducción y Operaciones Río Napo ya que solo la información de estas últimas (y no de Petroamazonas) consta en los informes estadísticos de EP Petroecuador. 8 Las reservas in situ se entienden como el contenido de petróleo que existe en un yacimiento pero que no es recuperable en un 1%. En cambio, las reservas probadas son aquellas de las que se tiene la certeza que es posible su extracción. 7

8 de Petroamazonas en el campo Pañacocha en agosto de 21 (hasta esta fecha, se estaban realizando labores de exploración en el campo) y al traspaso de operaciones del Bloque 18 y Palo Azul (antes a cargo de Petrobras) a partir del 25 de noviembre de 21 y del Bloque 7-21 y Coca Payamino a partir del 16 de agosto del mismo año. Durante el período de análisis, respecto a la producción por campos, Eden Yuturi fue el de mayor producción abarcando aproximadamente la mitad del total producido (59% en 29 y 48% en 21). El bloque 15 fue el segundo con mayor producción (21% en 29 y 16% en 21) siguiéndole Limoncocha, con el 11% en ambos años (ver Gráfico 6). GRÁFICO 6. Producción por áreas de Petroamazonas en los años 29 y 21 (porcentajes) 29: TOTAL = 36 millones de barriles 21: TOTAL = 41 millones de barriles Limoncocha 11% Yanaquincha 9% Bloque 15 21% Eden Yuturi 59% Bloque 18 y Palo Azul 2% Bloque 15 16% Limoncocha 11% Bloque 7-21 y Coca Payamino 11% Panacocha 3% Eden Yuturi 48% Yanaquincha 9% Entre 29 y 21, se manejaron Fuentes: Informes estadísticos EP Petroecuador 29 y 21 contratos con empresas privadas de Empresas privadas participación, prestación de servicios, servicios específicos y en campos marginales 9. Esta situación cambió a GRÁFICO 7. Distribución de las empresas privadas en la producción nacional privada de raíz de la reforma realizada a la Ley petróleo 29 y 21 (porcentajes) de Hidrocarburos en julio de 21, la cual resulto en una renegociación 29: TOTAL = 74,6 millones de barriles 21: TOTAL = 67,5 millones de barriles En el periodo se manejaron contratos con empresas privadas de participación, prestación de servicios, servicios específicos y en campos marginales. A raíz de la reforma a la Ley de Hidrocarburos en julio de 21 todos pasaron a ser de prestación de servicios. Petrooriental 7% Andes Petroleum 19% Canadá Grande % Perenco 11% Repsol YPF 22% Campos Marginales 9% Ecuador TLC 15% Agip 1% Canadá Grande % Petrooriental 8% Perenco 7% Andes Petroleum 21% Repsol YPF 25% Campos Marginales 12% Ecuador TLC 1% Agip 1% Sipec 7% Fuentes: Informes estadísticos EP Petroecuador 29 y 21. Sipec 7% 9 Son campos de baja prioridad operacional o económica que contienen crudo de baja gravedad (pesado). Requieren técnicas costosas para su recuperación y no representan más del 1% de la producción nacional diaria. 8

9 de contratos petroleros, como se explica en el Recuadro 2. De acuerdo a los informes de Petroecuador 1, este período se caracterizó por la disminución en las inversiones realizadas por las compañías petroleras privadas. Durante 29 y 21, las empresas Agip (campo Villano) y Enap (Mauro Dávalos, Paraíso, Biguno y Huachito) manejaron contratos de prestación de servicios. Repsol YPF (Bogui Copiron y Bloque 16), Andes Petroleum (Fanny 18B, Mariaan 4A y Tarapoa-Joan-Dorine) Petrooriental (Bloques 14 y 17), Canadá Grande (Pacca), Perenco (Coca Payamino, Bloque 7 y Yuralpa), CNPC (Bloque 11) y Ecuador TLC (Bloque 18, Pata y Palo Azul) mantuvieron contratos de participación durante este período. Las empresas Repsol YPF (Tivacuno) y Pacific Petrol mantuvieron la Lupa Fiscal modalidad contractual de servicios específicos. Por último, las compañías Tecpecuador (Bermejo), Petrolamerec (Pindo), Palanda (Yuca Sur), Petrobell (Tiguino), Suelopetrol (Pucuna) e Ismocol (Puma Oriente) estuvieron a cargo de campos marginales. De las empresas antes mencionadas, las de mayor producción fueron Repsol YPF, con aproximadamente un cuarto de la producción total de empresas RECUADRO 2. Renegociación de los contratos petroleros La coyuntura de los años 29 y 21 estuvo marcada por las negociaciones entre el Estado y las empresas petroleras privadas con la finalidad de consensuar un nuevo modelo contractual. Así, en 29, estos esfuerzos arrojaron pocos y limitados avances, situación que cambió para el segundo semestre de 21. El 24 de junio de 21, se envió a la Asamblea Nacional el proyecto de Ley Reformatoria a la Ley de Hidrocarburos, que como principal medida proponía el cambio de la estructura contractual a un modelo de prestación de servicios que reconozca una tarifa única por barril extraído a las empresas privadas. Esta Ley entró en vigencia vía ministerio de la ley el 27 de julio de 21, determinando plazos específicos para la renegociación con las empresas que mantenían contratos de participación, incluyendo aquellas que manejaban campos marginales. Finalmente, el 23 de noviembre de 21, la Secretaría de Hidrocarburos firmó ocho contratos con las empresas: Agip Oil Ecuador, Enap Sipetrol, Andes Petroleum, Petrooriental y Repsol YPF con una tarifa diferente para cada empresa tomando en cuenta criterios de: inversión, costos incurridos por las empresas y los riesgos que asume el Estado. Los contratos de prestación de servicios con las empresas a cargo de campos marginales se firmaron el 23 de enero de 211. GRÁFICO 8. Promedio barriles diarios producidos por tipo de compañías por mes (Enero 29 - Diciembre 21) BARRILES Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Producción promedio privada diaria Producción promedio diaria del Estado Producción total diaria Fuentes: Informes estadísticos EP Petroecuador de los años 29 y 21. Septiembre Octubre Noviembre Diciembre 1 Informes estadísticos de los años 29 y 21. 9

10 privadas (18,6 millones de barriles en 29 y 18,4 millones en 21) y Andes Petroleum con el 2% (14 millones de barriles en 29 y 13,8 en 21) como se puede observar en el Gráfico 7. La producción total de los campos marginales en ambos años representó aproximadamente el 1% del total de la producción de empresas privadas. Finalmente, se puede apreciar que pese a que la empresa Canadá Grande registró producción durante ambos años, esta no fue representativa comparada con la producción nacional total de las empresas privadas en el Ecuador (27 barriles en 29 y 15 en 21). Producción promedio diaria La producción promedio diaria total de crudo (empresas privadas y públicas) presentó variaciones no significativas en el período de análisis. Es decir, la reducción de producción de las empresas privadas (por salida de empresas y reducción de sus inversiones principalmente) se contrarrestó con el incremento de la producción de empresas públicas (por el traspaso de algunas áreas en producción y el inicio de explotación de campos). Durante ambos años, el promedio anual de producción diaria fue de 486 barriles. En enero de 29, la producción promedio diaria de empresas privadas se registró en 219 barriles, mientras que el 21 cerró con un promedio de 153 barriles diarios. Respecto a las empresas públicas, en enero de 29 se registró un promedio de 284 barriles diarios, mientras que en diciembre 21 esta cifra ascendió a 347 barriles diarios; esto demuestra la compensación que existió entre la producción diaria de empresa privada y pública para mantener un similar nivel de producción global (Gráfico 8). 2. TRANSPORTE DE CRUDO Una vez obtenida la producción del crudo, previa su exportación y procesamiento en las refinerías, es transportada del centro de fiscalización hacia sus diferentes destinos a través del sistema de oleoductos y poliductos. Los oleoductos que transportan el crudo en el Ecuador son el Oleoducto de Crudos Pesados (OCP) y el Sistema de Oleoducto Trasnecuatoriano (SOTE). Durante ambos años la capacidad instalada del OCP (45 barriles diarios) es mayor a la del SOTE (36 barriles diarios). Sin embargo, el SOTE mantuvo un promedio de transporte diario de crudo de 351 y 349 barriles en 29 y 21 respectivamente, mientras que el OCP tuvo un promedio diario de 113 y 114 barriles en 29 y 21 respectivamente como se observa en el Gráfico 9, a través del SOTE se GRÁFICO 9. Transporte de crudo por Oleoductos durante los años 29 y 21 (millones de barriles) MILLONES DE BARRILES Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio 29 Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio 21 Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre SOTE OCP Fuentes: Informes estadísticos EP Petroecuador de los años 29 y 21. 1

11 transportaron en total 256 millones de barriles de crudo (128 millones de barriles en cada año), a diferencia del OCP que durante este período transportó un total de 83 millones de barriles (41 en 29 y 42 en 21 de millones de barriles). 3. PRODUCCIÓN DE DERIVADOS En 29, el 67% del crudo producido se destinó a exportaciones mientras que el 32% fue entregado a las refinerías, consumiéndose el 1% en el trasporte por el oleoducto. Esta repartición cambió levemente para 21, donde se destinó una mayor parte de la producción a exportaciones (71%), manteniéndose el nivel de consumo de crudo en transporte por el oleoducto y reduciéndose a 29% el crudo entregado a refinerías y plantas. Durante ambos años, de cada diez barriles producidos, se exportaron siete aproximadamente (Gráfico 1). Los barriles de crudo que no se destinan a la exportación, en su mayoría son receptados y procesados para la producción de derivados en la Refinería Esmeraldas, como se puede apreciar en el Gráfico 11. La Refinería La Libertad es la segunda respecto a cantidad de crudo procesado. Durante los últimos tres años, la producción de derivados en la Refinería Esmeraldas se ha visto reducida, en especial durante el año 21, en el cual decreció en un 11% respecto a 29 (4 millones de barriles menos) debido a problemas presentados, que obligaron al cierre de actividades durante algunos meses por mantenimiento. Respecto a la producción total de derivados, en el año 29 se produjeron 69 millones de barriles y en 21 esta cifra se redujo a 62 millones. Esto se debió a la menor recepción de crudo en las refinerías (Gráfico 11) y a que se destinó una mayor cantidad de crudo a las exportaciones (Gráfico 1). Del total de productos de la refinación, durante los años 29 y 21 se produjo en mayor cuantía: fuel oil, gasolinas (extra y súper) y diesel. En 29 se obtuvieron 2 millones de barriles de fuel oil, 19 millones de gasolinas y 13 millones de diesel. Asimismo, en 21, se produjeron 18 millones de fuel oil, 18 millones de gasolinas GRÁFICO 1. Destino de la producción de crudo según actividad entre los años 29 y 21 (porcentajes) 29: TOTAL = 177,4 millones de barriles 21: TOTAL = 175,3 millones de barriles Entrega de crudo en refinerías 67% Exportaciones 32% Plantas y consumo oleoducto* 1% Fuentes: Informes estadísticos EP Petroecuador 29 y 21. * No incluye carga de la planta de gas de Shushufindi. Exportaciones 71% Entrega de crudo en refinerías 29% Plantas y consumo oleoducto* % GRÁFICO 11. Producción de derivados en refinerías y plantas (millones de barriles y de porcentaje de participación) MILLONES DE BARRILES % 7.2% 7.3% 7.7% 6.7% 5 6.4% 13.8% 14.6% % % % % 21 Refinería Esmeraldas Refinería la Libertad Terminales Refinería Amazonas Fuente: Informes estadísticos EP Petroecuador 29 y 21. Durante ambos años, de cada diez barriles producidos, se exportaron siete aproximadamente. Para 29 se refinaron 69 millones de barriles de derivados de petróleo y en 21 esta cifra se redujo a 62 millones. 11

12 y 11 millones de diesel (Gráfico 12). Otros derivados producidos durante ambos años fueron: residuos, jet fuel, nafta, asfaltos, GLP, spray oil, solventes, absorver oil, entre los más importantes. 4. COMERCIALIZACIÓN INTERNA DE DERIVADOS En el país se utilizan los derivados de petróleo como fuente principal de energía para una gran cantidad de actividades industriales. De hecho, la demanda interna del país sobrepasa la capacidad de industrialización de las refinerías, por lo que es necesaria la importación de derivados pese a que Ecuador es productor de crudo. Estos derivados (producidos internamente e importados), son comercializados dentro del país por Petroecuador y por las empresas privadas, siendo estas últimas las que han cubierto la demanda en mayor cuantía durante los últimos años. La comercialización interna de derivados del país durante los años 28, 29 y 21 estuvo repartida entre la empresa privada y EP Petroecuador, en un 75 25%, 71 29% y 66 34% respectivamente, demostrando la alta participación del sector privado en su comercialización durante los últimos años. No obstante, esa participación es cada vez menor. El diesel es el derivado que se comercializa en mayor cantidad dentro del país (36% del total en promedio en GRÁFICO 12. Distribución de la producción de derivados por tipo (porcentajes) 29: TOTAL = 69 millones de barriles 21: TOTAL = 62 millones de barriles Nafta (debutanizada y base) 3% Diesel (2,2 y premium) 19% Fuel oil (#6 y #4) 29% Gasolina (super y extra) 27% Fuente: Cifras petroleras EP Petroecuador de los años 29 y 21. Residuos 9% Asfaltos 4% Jet fuel 4% GPL 3% Otros 2% Nafta (debutanizada y base) 2% Fuel oil (#6 y #4) 3% Diesel (2,2 y premium) 18% Residuos 9% Gasolina (super y extra) 29% Asfaltos 3% Jet fuel 4% GPL 3% Otros 2% GRÁFICO 13. Distribución anual de la comercialización interna de derivados entre los años (millones de barriles) MILLONES DE BARRILES Diesel Gasolina GLP Fuel Oil Otros Fuentes: Informes estadísticos EP Petroecuador 29 y

13 29 y 21), habiéndose distribuido 27 y 3 millones de barriles durante los años 29 y 21. De ellos, el 37% lo comercializó EP Petroecuador y el 63% las empresas privadas. El segundo derivado de mayor comercialización durante este período fue la gasolina (25% del total), de la cual se distribuyeron 19 y 2 millones de barriles en los años 29 y 21 respectivamente. El 24% fue comercializado por EP Petroecuador y el 76% por empresas privadas. Por otro lado, el GLP es el tercer derivado de mayor comercialización del país (15% del total), siendo distribuidos 11 millones de barriles en cada año, con la característica principal de que el 99% de este derivado fue comercializado por las empresas privadas y tan solo el 1% por EP Petroecuador (Gráfico 13). 5. EXPORTACIÓN DE CRUDO Y DERIVADOS Como se analizó previamente, gran parte del crudo ecuatoriano extraído es destinado a exportación (ver Gráfico 14). Los dos tipos que se exportan son el crudo Napo y Oriente, los cuales se diferencian por su gravedad API 11. El de mayor gravedad es el crudo Oriente (23,68* y 23,77* en 29 y 21 respectivamente) respecto al crudo Napo (18,26* y 18,45* en 29 y 21 respectivamente). El período se caracterizó por los altos niveles de exportación mensual de crudo por parte de Petroecuador, los cuales fueron mayores a los de las compañías privadas y representaron en promedio 7,4 y 2,8 millones de barriles mensuales exportados de Petroecuador y las compañías privadas respectivamente. Lupa Fiscal Además de crudo, se exportan los derivados que no son requeridos para consumo interno (principalmente fuel oil #6 y nafta de bajo octano), siendo la cantidad de barriles exportados considerablemente menor con respecto a las exportaciones de crudo (,9 millones de barriles mensuales para el período de análisis). En total, en 29 se exportaron 84 millones de barriles por parte de Petroecuador, 36 millones por parte de las compañías privadas y 12 millones de barriles de derivados (entre Petroecuador y compañías privadas). En cambio, en 21, Petroecuador exportó 93 millones de barriles (12% más que el 29), las compañías privadas 31 millones (13% menos que en 29) y se exportaron 1 millones de barriles de derivados (17% menos que en 29). GRÁFICO 14. Evolución mensual de barriles exportados totales de crudo y derivados entre los años (millones de barriles) MILLONES DE BARRILES Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Derivados (Petroecuador) Compañias privadas Petroecuador Fuentes: Informes estadísticos de EP Petroecuador entre los años 29 y Grado API (American Petroleum Institute) es una medida de densidad que describe cuán pesado o liviano es el petróleo comparándolo con el agua; mientras más gravedad, más liviano es el petróleo (EP Petroecuador, Cifras petroleras 29). 12 Se refiere a la mezcla de petróleo crudo ligero, catalogado como dulce y liviano, que sirve de referencia en los mercados de derivados de los Estados Unidos. 13

14 El precio marcador del crudo ecuatoriano, es decir el WTI 12, reportó un promedio para el primer trimestre del año 29 de 43 dólares por barril WTI, siendo el valor más bajo registrado en el período analizado. De igual manera, para este trimestre, los precios del crudo ecuatoriano fueron de 32 dólares por barril de crudo Oriente y 23 dólares por barril de crudo Napo. A partir del segundo trimestre los precios reportan una notable recuperación, los cuales alcanzaron los 7 dólares por barril WTI a mitad de 29, (64 dólares por barril de crudo Napo y 62 dólares por barril de crudo Oriente). Desde entonces, se ha registrado una tendencia estable y ligeramente al alza, exceptuando el mes de mayo de 21 (WTI: 73 dólares) donde se redujo en 13% respecto a abril del mismo año (Gráfico 15). En general, el precio promedio por barril WTI fue de 62 dólares para el año 29 y de 79 para el año 21. Asimismo, los precios promedio alcanzados por los crudos ecuatorianos fueron de 54 y 73 dólares por barril de crudo Oriente en 29 y 21 respectivamente, y de 51 y 7 dólares por barril de crudo Napo en 29 y 21 respectivamente, caracterizándose el período por la reducción de la brecha entre el precio del crudo Napo y Oriente, la cual se fijó en promedio para el 29 en 3,5 dólares y para el 21 en 2,8 dólares. 6. CONFORMACIÓN DE LOS INGRESOS PETROLEROS Los ingresos de la actividad petrolera en Ecuador provienen de distintas fuentes. La principal es la exportación de crudo y derivados. Los ingresos para el Estado por exportaciones de crudo durante los años 29 y 21 provinieron, por un lado de la venta directa de crudo y derivados y, por otro, de las regalías obtenidas por concepto de: Petroproducción, participación del Estado, campos marginales, alianzas operativas y Petroamazonas. Los ingresos generados por exportación de crudo y derivados que realizó Petroecuador fueron de 7 66 millones de dólares FOB 13 en 28, en 29 y en 21. De GRÁFICO 15. Comparativo del precio promedio mensual de crudo referencial internacional y nacional para el período (dólares/barril) PRECIO PROMEDIO MENSUAL Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Crudo Oriente Fuente: Informes Estadísticos, Banco Central del Ecuador Crudo Napo WTI 13 Free on board, término utilizado para operaciones comerciales de transporte de mercadería vía marítima, cuando esta llega a un puerto de carga 14

15 estos, la mayor parte correspondieron a exportación de crudo, como se puede apreciar en el Gráfico 16. En promedio, durante los años 29 y 21, el 89% de los ingresos provenientes de las exportaciones petroleras realizadas por Petroecuador correspondieron a crudo; es decir, aproximadamente un dólar de cada diez que obtuvo Petroecuador por concepto de exportaciones petroleras, correspondió a exportación de derivados. En este período, se obtuvieron 4 46 millones de dólares FOB de las exportaciones de crudo en 29 y en 21; mientras que de las exportaciones de derivados se obtuvieron 675 y 713 millones de dólares FOB en 29 y 21 respectivamente (Gráfico 16). Adicionalmente, en el país existen recaudaciones que nutren los ingresos provenientes de la actividad. Estos se refieren a impuestos específicos y otros gravámenes que pagan, tanto las petroleras privadas como las públicas: Amazónico (Ley 1 y 2 14 ): Desde su creación en 1992, han existido varias reformas sobre la normativa que regula este fondo, siendo la última la Codificación de la Ley del Fondo para el Ecodesarrollo Amazónico y de Fortalecimiento de sus Organismos Seccionales, aprobada en 28. Los recursos de este fondo provienen de un impuesto equivalente a un dólar por cada barril de petróleo que se extraiga en la región amazónica y que se comercialice en los mercados internos y externos. 15 ): Estos recursos corresponden al monto por cada barril de crudo que es transportado por el SOTE. La Ley establece un pago de cinco centavos de dólar por cada barril transportado, adicionales a la tarifa del transporte. Según lo establecía la normativa, GRÁFICO 16. Ingresos por exportación de crudo y derivados de Petroecuador entre los años (Millones de dólares FOB y % de participación) MILLONES DE BARRILES FOB GRÁFICO 17. Evolución del impuesto pagado por ganancias extraordinarias de abril de 26 a diciembre de 21 (millones de dólares) MILLONES DE DÓLARES Crudo Derivados ,1% 84,9% Fuente: Banco Central del Ecuador y EP Petroecuador Fuente: Ministerio de Finanzas - Subsecretaría de Tesorería de la Nación 13,1% 86,9% ,6% 9,4% Acumulado Ley del Fondo para el Ecodesarrollo Regional Amazónico, Codificación. Publicada en el Registro Oficial 222 del 1 de diciembre de Ley de creación de rentas sustitutivas para provincias de Napo, Esmeraldas y Sucumbíos. Publicada en el Registro Oficial Suplemento 248 de 7 de agosto de Reformada en el Código de Ordenamiento Territorial, Autonomías y Descentralización (COOTAD), publicado en el Registro Oficial Suplemento 33 del 19 de octubre de

16 estos valores se habrían distribuido entre los gobiernos seccionales de Napo, Esmeraldas, Sucumbíos, Orellana y Pastaza hasta octubre de 21, cuando se reforma esta ley en el Código de Ordenamiento Territorial, Autonomías y Descentralización (COOTAD), estableciendo que sean depositados en la cuenta única del tesoro nacional. Provincias de la región Amazónica (Ley ): 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 21, cuando se reformó la ley en el COOTAD estableciendo que sean depositados mensualmente en la cuenta única del Tesoro Nacional. Utilidades de las empresas petroleras privadas: La última reforma a la Ley de Hidrocarburos 17 de julio de 21 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. Estos recursos se distribuyen a través de proyectos de inversión social que dichos gobiernos presentan al Banco del Estado. Para 21, según cifras del Ministerio de Recursos Naturales No Renovables, estos ingresos ascenderían a 38,1 millones de dólares. 28: USD 6.397* 29: USD 6.714* Resto de actividades 92,4% Actividades de extracción y refinación 7,6% 21: USD 7.725* Ingresos por ganancias extraordinarias: A partir de 26 se aplica la Ley No , la cual fija la participación del Estado en los ingresos que se generan como producto de variaciones no previstas en los precios internacionales del crudo. En junio de 28 se estableció una tarifa del 7%, la cual se aplica al monto que surge de la diferencia entre el precio de venta y el precio base establecido en el contrato, multiplicado por la GRÁFICO 18. Recaudación tributaria total y participación del sector petrolero del período (porcentajes) Resto de actividades 91,8% Actividades de extracción y refinación 8,2% Entre los años 28 a 21, la participación de la extracción de crudo, servicios relacionados y refinación en la recaudación tributaria del país ascendió al 7,4% en promedio. En 21 este sector aportó con 518 millones de dólares. *Cifras en millones Fuente: Servicio de Rentas Internas 21. Resto de actividades 93,5% Actividades de extracción y refinación 6,5% 16 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 y publicada en el Registro Oficial, suplemento 33 del 19 de octubre de Ley Reformatoria a la Ley de Hidrocarburos y a la Ley de Régimen Tributario Interno, publicada en el Registro Oficial No. 244 del 27 de julio de Reformatoria a la Ley de Hidrocarburos y publicada en el Suplemento del Registro Oficial No, 257 el 25 de abril de

17 cantidad de unidades vendidas, a la que dicho precio hace referencia 19. Desde abril de 28, mes en que se expide la Ley Orgánica para la Recuperación del Uso de los Recursos Petroleros y Racionalización Administrativa, estos montos son depositados en la cuenta única del Tesoro Nacional (subcuenta No. 1116). Por este concepto, el Estado ha recibido millones de dólares (Gráfico 17) entre el período abril de 26 y diciembre de 21. Entre los años 28 a 21, la participación de la extracción de petróleo crudo y gas natural, los servicios relacionados a las actividades de extracción (excepto la prospección) y la fabricación de productos de la refinación del petróleo representaron un promedio del 7,4% de la recaudación tributaria del país. En 21 este sector aportó con 518 millones de dólares, lo que representó una disminución del 6% respecto al año 29 2 (ver Gráfico 18). Respecto a la estructura tributaria según los diferentes tipos de impuestos que se gravan dentro del sector, sin considerar el impuesto sobre las ganancias extraordinarias (ver Gráfico 17), se observa que el impuesto a la renta y el Impuesto al Valor Agregado (IVA) concentran el 99% de la recaudación para 28, 29 y 21 (ver Gráfico 19). Existe una reducción de la recaudación entre los tres años, específicamente de 29 a 21 debido a la disminución del pago de anticipo del Impuesto a la Renta y el saldo anual pagado. En resumen, en el Gráfico 2 se observa que los ingresos petroleros GRÁFICO 19. Recaudación según tipo de impuesto del sector petrolero, (Millones de dólares y porcentaje del total) MILLONES DE DÓLARES MILLONES DE DÓLARES ,3% 73,4% 26,3% GRÁFICO 2. Ingresos petroleros según fuente durante los años 29 y 21 (Millones de dólares) Exportación crudo Petroecuador Regalías Petroecuador Derivados Petroecuador Ganancias extraordinarias Impuesto al Valor Agregado (IVA) Impuesto a la renta global Otros impuestos Fuente: Servicio de Rentas Internas ,8% 74,6% 24,6% Otras imposiciones ,2% 44,8% 54% Fuentes: Banco Central del Ecuador, Ministerio de Finanzas, EP Petroecuador, Ecorae y Servicio de Rentas Internas Para mayor detalle, revisar: Grupo FARO (21). Nuevos esquemas en política petrolera: Monitoreo de la Industria 28. Lupa Fiscal No. 2. Quito, Ecuador. 2 En 21, estos valores no consideran las aportaciones del impuesto sobre ingresos extraordinarios del sector petrolero que es registrado por el SRI y que corresponde a la Ley 42 analizada en el punto anterior. Es por ello que disminuye el monto de recaudación del sector 86 a 517 millones de dólares. 21 Las actividades de extracción y refinación de crudo que se mencionan en el gráfico se refieren a la extracción de petróleo crudo y gas natural. También sugiere los servicios relacionados a las actividades de extracción (excepto prospección) y a la fabricación de productos de la refinación del petróleo (C111, C112 y D232 del CIIU Clasificación Internacional Industrial Uniforme). 22 Para el año 21 no se consideró la recaudación del impuesto sobre las ganancias extraordinarias de recursos no renovables debido a que estos montos forman parte de los presentados en el Gráfico

18 agregados ascenderían a y 9 16 millones de dólares para 29 y 21 respectivamente. Estos ingresos corresponden a los agregados de las fuentes antes descritas. Así, en 29, las exportaciones directas realizadas por Petroecuador representaron un 45% de los ingresos totales, lo que significa millones de dólares. Las exportaciones de crudo de otros contratos en los que Petroecuador obtiene regalías ascendieron a millones de dólares (26%). Por otra parte, las exportaciones de derivados sumaron 675 millones de dólares (11%) y por concepto de ganancias extraordinarias del excedente del precio de crudo se recaudaron 443 millones (7%). Por concepto de otras imposiciones al sector, en las que se incluyen los impuestos y los ingresos al Fondo de Ecodesarrollo, los ingresos ascendieron a 71 millones de dólares (11%). Respecto a 21, las exportaciones directas de crudo de Petroecuador ascendieron a millones de dólares (39%) y las exportaciones de crudo por concepto de regalías fueron de millones de dólares (35%). Por su parte, las exportaciones de derivados representaron 713 millones de dólares (8%). Por concepto de ganancias extraordinarias se recaudaron 7 millones (8%). Otras imposiciones al sector, además de las ya mencionadas en 29, incluye la recaudación del 12% de las utilidades de empresas privadas petroleras, las cuales ascendieron a 1.19 millones de dólares (11%). 7. DISTRIBUCIÓN DE LOS INGRESOS PETROLEROS Durante 29 y 21 los ingresos petroleros se destinaron principalmente a cubrir las inversiones que realizaron, Petroecuador y sus filiales, al Presupuesto General del Estado y a la importación de derivados de crudo y gas. Hasta antes de 28 los ingresos petroleros se distribuyeron en alrededor de 28 partícipes 23, entonces eran fondos petroleros con mecanismos de distribución específica. En la actualidad, el único fondo que cuenta con uno dinero es el Fondo para el Ecodesarrollo Regional Amazónico, así como el rubro que pertenece al monto de la recaudación del 12% de las utilidades petroleras que pagan las empresas privadas al Estado. Ambos consideran como beneficiarios a los gobiernos seccionales de la región Amazónica aunque con diferentes destinos en sus inversiones, como se explicará a continuación. Por otro lado, la Ley Orgánica de Empresas Públicas (LOEP) y el Código Orgánico de Finanzas Públicas y Planificación (COPLAFIP) han reestructurado la forma en que se venían repartiendo y contabilizando los ingresos petroleros dentro del presupuesto de Petroecuador y el Presupuesto General del Estado. Fondo para el Ecodesarrollo de la región Amazónica Los ingresos de este fondo se distribuyen a todos los niveles de gobierno de la región, el 4% en partes iguales entre los organismos seccionales y el 6% en proporción a la población de cada territorio, esto último en base a las cifras del último censo de población. En el Gráfico 21 se observa que, en 29, los ingresos del fondo fueron de 159 millones de dólares, mientras GRÁFICO 21. Recursos del Fondo para el Ecodesarrollo de la región Amazónica durante los años (millones de dólares) MILLONES DE DÓLARES Consejos Provinciales ECORAE Juntas Parroquiales Municipios Consorcios de municipalidades Fuente: Instituto para el Ecodesarrollo Regional Amazónico Para mayor información revisar: Grupo FARO (21). El origen y destino de los ingresos petroleros. Lupa Fiscal No. 1. Quito, Ecuador. 18

19 que en 21 fueron de 174 millones de dólares. La repartición de estos rubros, tal como se especifica en la ley del fondo, se da en un 58% para los municipios (donde se incluyen algunos consorcios de municipalidades), 28% para consejos provinciales, 9% para el fondo regional amazónico que es administrado por el Instituto para el Ecodesarrollo Regional Amazónico (Ecorae) y el 5% restante es para las juntas parroquiales. En estos últimos tres años, los recursos han sido entregados a 43 municipios, seis Consejos Provinciales y alrededor de 16 Juntas Parroquiales de las provincias de Morona Santiago, Napo, Orellana, Pastaza, Sucumbíos y Zamora Chinchipe. Presupuesto de Petroecuador y Petroamazonas Toda vez que la Constitución faculta al Ejecutivo crear empresas públicas para la gestión de los sectores estratégicos (art. 315), se instrumentó dicho mandato a través de la LOEP, expedida en octubre de 29, la misma que delinea los procedimientos para la constitución de empresas públicas. En su disposición transitoria segunda establece la disolución de las sociedades anónimas en las que el Estado fuera accionista, transfiriendo el patrimonio a las empresas públicas que se creen en el futuro para remplazarlas. Producto de ello, vía Decreto Ejecutivo, se conformaron dos nuevas empresas públicas que gestionarán el sector de hidrocarburos. El 6 de abril de 21, mediante Decreto Ejecutivo 314 y , se crean las empresas públicas Petroamazonas EP y EP Petroecuador. Por un lado, Petroamazonas EP sustituyó a Petroamazonas Ecuador S.A. y asumió la gestión de exploración y explotación de las áreas y campos que hasta entonces eran administrados y operados por dicha empresa. Y por otro lado, EP Petroecuador, en sustitución de la Empresa Estatal Petróleos del Ecuador Petroecuador. Para esta transición, las sociedades de economía mixta de propiedad de Petroecuador y sus empresas filiales se transformarían en empresas subsidiarias de EP Petroecuador (Río Napo y Refinería del Pacífico). Entre los cambios se incluye el manejo presupuestario y financiero (Ver Tabla 1). Así, las cifras proporcionadas por las empresas muestran que en 29 se aprobó un presupuesto de 3 millones de dólares para Petroecuador (que incluía a Petroamazonas como filial) y su ejecución ascendió a (3 621) millones de dólares. El incremento fue de 14% respecto al presupuesto inicial. Respecto a 21, a partir del 7 de enero, cada empresa lleva su propio manejo presupuestario. Sin embargo, para ese año se aprobó un presupuesto de millones de dólares que aún no contemplaba estos cambios, de estos, millones fueron ejecutados por EP Petroecuador y 96 millones por Petroamazonas EP. Por otro lado, Petroecuador invirtió 1 82 millones de dólares en 29, cifra que incluye los valores de Petroamazonas y cuya participación asciende a 39%; le siguen Petroproducción (37%) y Petroindustrial (11%), la primera empresa es encargada de la exploración y explotación de hidrocarburos y la segunda se dedica TABLA 1. Principales cambios del manejo presupuestario y financiero en Petroecuador Régimen financiero Transferencias al Estado Presupuesto institucional Ley Especial de Petroecuador De los ingresos brutos consolidados de las actividades básicas que realice la empresa de forma directa o por medio de los contratos se descuentan las regalías y asignaciones que se refieran a decretos específicos (artículo 14). En las actividades de industrialización de hidrocarburos, la empresa recupera sus costos y transfiere el excedente al Ministerio de Finanzas (artículo 14). El saldo que resulte de las deducciones antes señaladas se depositará directamente en una cuenta especial de la cuenta única, para ser administrado por el Ministerio de Finanzas (artículo 14). El presupuesto de inversiones petroleras será manejado por Petroecuador, el cual destinará, con autorización del Directorio, por lo menos el 4% a las inversiones de exploración y producción y el saldo a otras inversiones, según su prioridad (artículo 14). Fuente: Ley Especial de Petroecuador y Ley Orgánica de Empresas Públicas. Ley Orgánica de Empresas Públicas La LOEP estipula que de los excedentes que generen las empresas se cubra las inversiones y reinversiones de la empresa para cumplir con su plan estratégico y planes operativos (artículo 39). El saldo resultante del ejercicio anterior que no sea invertido o reinvertido se transferirá al Presupuesto General del Estado (artículo 39). El Directorio deberá establecer el porcentaje destinado al presupuesto de inversión y reinversión que le permita a la empresa pública, sus subsidiarias, filiales, agencias y unidades de negocio cumplir con su plan estratégico y planes operativos y asegurar su vigencia y participación en el mercado de su sector (artículo 39). 24 Publicados en el Registro Oficial Suplemento No. 171 el 14 de abril de