BCE Banco Central del Ecuador Diseño, Diagramación y Procesamiento: publicaciones económicas DIRECCIÓN NACIONAL DE SÍNTESIS MACROECONÓMICA Banco Central del Ecuador 2014, Banco Central del Ecuador REPORTE DEL SECTOR PETROLERO. II trimestre 2014. Abril - Junio de 2014 Se permite la reproducción de este documento siempre que se cite la fuente
REPORTE DEL SECTOR PETROLERO Abril-Junio 2014 I. PRODUCCIÓN NACIONAL DE PETRÓLEO 5 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO DE EMPRESAS PÚBLICAS 5 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO DE COMPAÑÍAS PRIVADAS 9 II. TRANSPORTE DE PETRÓLEO 10 III. CONSUMO DE PETRÓLEO 11 CONSUMO DE PETRÓLEO EN REFINERÍAS 11 EXPORTACIONES DE PETRÓLEO 12 EXPORTACIONES DE PETRÓLEO EP PETROECUADOR 14 V. OFERTA Y DEMANDA DE DERIVADOS 15 OFERTA DE DERIVADOS 15 DEMANDA DE DERIVADOS 18 3
ÍNDICE DE CUADROS REPORTE DEL SECTOR PETROLERO Abril-Junio 2014 Cuadro 1 PRODUCCIÓN NACIONAL DE PETRÓLEO 5 Cuadro 2 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EMPRESAS PÚBLICAS 6 Cuadro 3 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO PETROAMAZONAS EP 8 Cuadro 4 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO RÍO NAPO 9 Cuadro 5 PRODUCCIÓN DE PETROLEO DE LAS COMPAÑIAS PRIVADAS 10 Cuadro 6 TRANSPORTE DE PETROLEO POR OLEODUCTOS 11 Cuadro 7 MATERIA PROCESADA EN REFINERÍAS DEL PAÍS 12 Cuadro 8 EXPORTACIONES NACIONALES DE CRUDO 13 Cuadro 9 EXPORTACIONES EP PETROECUADOR 14 Cuadro 10 EXPORTACIONES SUBSECRETARÍA DE HIDROCARBUROS 15 Cuadro 11 OFERTA DE DERIVADOS 16 Cuadro 12 DERIVADOS IMPORTADOS 17 Cuadro 13 IMPORTACIONES DE CUTTER STOCK 17 Cuadro 14 DEMANDA DE DERIVADOS 18 Cuadro 15 EXPORTACIONES DE DERIVADOS DE PETROLEO 19 Cuadro 16 INGRESOS Y EGRESOS POR COMERCIALIZACIÓN DE DERIVADOS 20 ÍNDICE DE GRÁFICOS Gráfico 1 DESTINO DE PETROLEO POR PAÍSES 13 4
I. PRODUCCIÓN NACIONAL DE PETRÓLEO 1 En el segundo trimestre de 2014, la producción nacional de petróleo alcanzó un total de 50.6 millones de barriles, lo que representa un promedio diario de 556.6 miles de barriles, un 1.8% y 6.9% más que la producción del primer trimestre de 2014 y del segundo trimestre de 2013, respectivamente (Cuadro 1). Período 2012 2013 2014 Cuadro 1 PRODUCCIÓN NACIONAL DE PETRÓLEO de barriles 2014-2012 2014-2013 Primer Trimestre 45.7 45.5 49.7 8.8% 9.2% Segundo Trimestre 45.5 47.4 50.6 11.3% 6.9% Tercer Trimestre 46.8 49.1 Cuarto Trimestre 46.3 50.1 Total Anual 184.3 192.1 Período 2012* 2013 2014 2014-2012 2014-2013 Primer Trimestre 502.1 506.1 552.6 10.1% 9.2% Segundo Trimestre 499.9 520.4 556.6 11.3% 6.9% Tercer Trimestre 508.8 534.0 Cuarto Trimestre 503.5 544.4 Total Anual 503.6 526.4 * El año 2012 fue bisiesto, por lo tanto para el cálculo de la producción diaria del primer trimestre se consideran 91 días. PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO DE EMPRESAS PÚBLICAS Entre abril y junio de 2014, las empresas públicas tuvieron una producción de crudo de 39.4 millones de barriles, equivalente a una producción diaria de 433.2 miles de barriles, con un incremento trimestral de 2.2% y anual de 11.6%. Aumentos de la producción sustentados principalmente en las inversiones realizadas en este sector por el Gobierno Nacional durante los años 2011 y 2012; en los cambios de las políticas de producción realizadas a fines de 2012; en la aplicación de nuevas y mejores técnicas de producción por parte de las empresas públicas; y, en un incremento del presupuesto de inversiones en las empresas públicas (Cuadro 2). 1 Fuente de información: EP Petroecuador, Petroamazonas Ep, Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero del Ministerio de Recursos Naturales No Renovables, Operadora Río Napo, cifras provisionales. 5
Período 2012 2013 2014 Cuadro 2 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EMPRESAS PÚBLICAS de barriles 2014-2012 2014-2013 Primer Trimestre 32.8 33.8 38.6 17.5% 14.0% Segundo Trimestre 32.8 35.3 39.4 20.3% 11.6% Tercer Trimestre 34.2 37.3 Cuarto Trimestre 33.8 38.4 Total 133.7 144.9 Período 2012* 2013 2014 2014-2012 2014-2013 Primer Trimestre 360.7 376.1 428.7 18.8% 14.0% Segundo Trimestre 360.2 388.2 433.2 20.3% 11.6% Tercer Trimestre 372.0 405.5 Cuarto Trimestre 367.7 417.9 Total Anual 365.2 397.0 * El año 2012 fue bisiesto, por lo tanto para el cálculo de la producción diaria del primer trimestre se consideran 91 días. Por empresas, la producción del segundo trimestre de 2014 de Petroamazonas EP fue de 33.0 millones de barriles, igual a una producción promedio diaria de 362.3 miles de barriles, superior en 3.6% y 14.0% a las registradas en el primer trimestre de 2014 y segundo trimestre de 2013, en su orden. Según la misma empresa, el incremento del último año y medio, luego del proceso de absorción de Petroamazonas EP a la Gerencia de Exploración y Producción de EP Petroecuador, se dio como efecto de la ejecución del plan estatal de inversiones en la producción, así como por la incorporación de nuevas reservas, ya que hasta 2012, Petroamazonas EP contaba con 427.1 millones de barriles en reservas probadas, probables y posibles; las que aumentaron a 1.609.22 millones de barriles con el proceso de absorción de la Gerencia de Exploración y Producción de EP Petroecuador 2. También ha incidido favorablemente en el incremento de su producción en el último año, la aplicación de nuevas tecnologías de producción, la perforación de pozos horizontales que optimiza la extracción de crudo y el reacondicionamiento de pozos ya en producción (Cuadro 3). 2 http://www.petroamazonas.gob.ec/wp-content/uploads/downloads/2014/08/producción-de- Petroamazonas-EP-consolida-tendencia-al-alza28-8-2014.pdf 6
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Período 2012 2013 2014 Cuadro 3 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO PETROAMAZONAS EP de barriles 2014-2012 2014-2013 Primer Trimestre 13.6 27.9 32.2 137.3% 15.4% Segundo Trimestre 13.4 28.9 33.0 145.5% 14.0% Tercer Trimestre 13.7 30.6 Cuarto Trimestre 13.5 31.8 Total 54.3 119.2 Período 2012* 2013 2014 2014-2012 2014-2013 Primer Trimestre 149.1 310.1 357.8 139.9% 15.4% Segundo Trimestre 147.6 317.8 362.3 145.5% 14.0% Tercer Trimestre 149.3 332.2 Cuarto Trimestre 147.3 345.9 Total 148.3 326.6 * El año 2012 fue bisiesto, por lo tanto para el cálculo de la producción diaria del primer trimestre se consideran 91 días. Por su parte la compañía de economía mixta Río Napo, registró una producción en el segundo trimestre de 2014 de 6.5 millones de barriles de petróleo, equivalentes a una producción promedio diaria de 70.9 miles de barriles. El incremento trimestral y anual de la producción de esta empresa es de 1.2% y 0.7%, respectivamente (Cuadro 4). La empresa Operaciones Río Napo ha mantenido su nivel de producción desde el segundo trimestre de 2013, cuando incorporó cuatro nuevos pozos: Sacha 307, Sacha 355, Sacha 371 y Sacha 220, los cuales en conjunto incrementaron la producción del campo en 3.040 barriles diarios; y, reacondicionaron dos pozos que estaban abandonados: Sacha 65 y Sacha 175 3. 3 http://rionapocem.com.ec 8
Período 2012 2013 2014 Cuadro 4 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO RÍO NAPO de barriles 2014-2012 2014-2013 Primer Trimestre 4.8 5.9 6.4 32.0% 7.4% Segundo Trimestre 4.9 6.4 6.5 32.9% 0.7% Tercer Trimestre 5.7 6.7 Cuarto Trimestre 5.8 6.6 Total 21.1 25.7 Período 2012* 2013 2014 2014-2012 2014-2013 Primer Trimestre 53.1 66.0 70.9 33.4% 7.4% Segundo Trimestre 53.4 70.4 70.9 32.9% 0.7% Tercer Trimestre 61.7 73.3 Cuarto Trimestre 62.5 72.0 Total 57.7 70.5 * El año 2012 fue bisiesto, por lo tanto para el cálculo de la producción diaria del primer trimestre se consideran 91 días PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO DE COMPAÑÍAS PRIVADAS Durante el segundo trimestre de 2014, las compañías privadas produjeron 11.2 millones de barriles, un promedio de 123.3 miles de barriles por día. Producción superior en 0.7% a la del primer trimestre de 2014 e inferior en 6.7% a la del segundo trimestre de 2013. Las compañías privadas no han mostrado signos de recuperación en los niveles de producción desde el año 2011 y se han mantenido dentro de los parámetros de declinación natural de los campos a su cargo, los mismos que tienen más de 20 años de continua producción (Cuadro 5). 9
Cuadro 5 PRODUCCIÓN DE PETROLEO DE LAS COMPAÑIAS PRIVADAS de barriles 2012 2013 2014 2014-2012 2014-2013 Primer Trimestre 12.9 11.7 11.1-13.3% -4.7% Segundo Trimestre 12.7 12.0 11.2-11.8% -6.7% Tercer Trimestre 12.6 11.8 Cuarto Trimestre 12.5 11.6 Total 50.7 47.2 Período 2012* 2013 2014 2014-2012 2014-2013 Primer Trimestre 141.3 130.0 123.9-12.4% -4.7% Segundo Trimestre 139.8 132.2 123.3-11.8% -6.7% Tercer Trimestre 136.8 128.5 Cuarto Trimestre 135.8 126.5 Total 138.4 129.3 * El año 2012 fue bisiesto, por lo tanto para el cálculo de la producción diaria del primer trimestre se consideran 91 días II. TRANSPORTE DE PETRÓLEO Entre abril y junio de 2014, los oleoductos ecuatorianos han transportado 93.3 millones de barriles de petróleo, igual a un promedio diario de 515.8 miles de barriles, ocupando el 63.7% de la capacidad de transporte diario de crudo instalada en el país (Cuadro 6). En igual trimestre, por oleoductos, el Sistema de Oleoducto Transecuatoriano (SOTE), transportó 65.5 millones de barriles de petróleo, lo que correspondió a un promedio diario de 361.8 miles de barriles, la capacidad total de transporte diario. Por su parte, el Oleoducto de Crudos Pesados (OCP) transportó 27.9 millones de barriles, equivalentes a un promedio diario de 154.0 miles de barriles, un 34.2% de la capacidad total del oleoducto igual a 450 mil barriles diarios. 10
Cuadro 6 TRANSPORTE DE PETROLEO POR OLEODUCTOS Miles de barriles 2014 SOTE OCP TOTAL Enero 11,164 4,442 15,607 Febrero 10,307 3,985 14,292 Marzo 11,137 4,482 15,619 Abril 10,657 5,542 16,200 Mayo 11,329 5,401 16,730 Junio 10,895 4,025 14,919 Total 65,490 27,877 93,367 III. CONSUMO DE PETRÓLEO CONSUMO DE PETRÓLEO EN REFINERÍAS El total procesado por las refinerías del país entre abril y junio de 2014 alcanzó 13.4 millones de barriles de petróleo, volumen superior en 2.7% y 3.1% con respecto al primer trimestre de 2014 y segundo trimestre de 2013, en su orden (Cuadro 7). En el segundo trimestre de 2014 la refinería Esmeraldas procesó 7.7 millones de barriles de petróleo, igual a un promedio diario de 84.6 miles de barriles, equivalentes al 76.9% de su capacidad total diaria de 110.0 mil barriles. Cifra inferior en 1.0% a lo procesado en el primer trimestre de 2014 y superior en 5.4% al segundo trimestre de 2013. La refinería Esmeraldas continúa manteniendo bajos niveles de refinación debido a que se ha venido programando el mantenimiento y acople de equipos de las plantas que integran el sistema de producción de derivados, dentro del programa de renovación total de la planta emprendido desde 2008. La Gerencia de Refinación de EP Petroecuador ha previsto la paralización total de la planta a partir del 1 de octubre de 2014 y demorará aproximadamente 40 días. 11
Año Período Esmeraldas Libertad Amazonas TOTAL Cuadro 7 MATERIA PROCESADA EN REFINERÍAS DEL PAÍS de barriles Otros (a) Planta de Gas Shushufindi Gas asociado MM.PC* 2012 Enero-marzo 8.2 3.9 1.8 13.9 0.0 0.001 Abril-Junio 8.5 3.9 1.8 14.2 0.1 0.001 Julio-septiembre 7.8 3.9 1.8 13.5 0.1 0.001 Octubre-Diciembre 8.4 3.8 1.8 14.0 0.1 0.001 TOTAL 32.9 15.5 7.2 55.6 0.3 0.004 2013 Enero-marzo 5.8 3.9 1.8 11.5 0.1 0.001 Abril-Junio 7.3 3.9 1.8 13.0 0.1 0.001 Julio-septiembre 8.6 3.7 1.8 14.2 0.1 0.001 Octubre-Diciembre 7.1 4.0 1.6 12.7 0.1 0.001 TOTAL 28.7 15.5 7.1 51.3 0.3 0.005 2014 Enero-marzo 7.8 3.5 1.7 13.0 0.1 0.001 Abril-Junio 7.7 3.9 1.8 13.4 0.1 0.001 TOTAL 15.5 7.4 3.6 26.4 0.2 0.002 (a) Otros: en el 2010 incluye Refinería Lago Agrio, Planta Destiladora Repsol YPF, Planta Destiladora Bloque 15, Planta Destiladora Andes; en el 2011 Refinería. Lago Agrio, Planta Destiladora Bloque 15, Planta Destiladora Andes; en el 2012 Refinería Lago Agrio,Planta Destiladora Bloque 15, Planta Destiladora Andes. * de pies cúbicos Mientras que la Refinería La Libertad, entre abril y junio de 2014 procesó 3.9 millones de barriles, equivalentes a un promedio de 42.7 miles de barriles diarios, igual al 94.8% de la de la capacidad total de la refinería de 45.0 miles de barriles diarios, volumen superior en 10.5% y en 0.5% al procesado en el primer trimestre de 2014 y segundo trimestre de 2013, respectivamente. La Refinería Amazonas, procesó 1.8 millones de barriles de petróleo en el segundo trimestre de 2014, con un promedio de 19.9 miles de barriles diarios, muy cercanos a la totalidad de la capacidad de procesamiento diario de la refinería de 20 mil barriles y con un incremento en su producción de 3.5% con relación al primer trimestre de 2014. Del total de petróleo procesado en las refinerías del país durante el segundo trimestre de 2014, el 57.5% correspondió a la Refinería Esmeraldas, el 29.0% a la Refinería Libertad y la diferencia, 13.5%, a la Refinería Amazonas. EXPORTACIONES DE PETRÓLEO Durante abril a junio de 2014 se exportaron 37.2 millones de barriles de petróleo, por un valor de USD 3,622.4 millones, a un precio promedio trimestral de USD 97.41 por barril. Cifras superiores en volumen, valor y precio a las del primer trimestre de 2014 y segundo trimestre de 2013 (Cuadro 8). 12
Cuadro 8 EXPORTACIONES NACIONALES DE CRUDO Mes/Año 2012 2013 2014 Bls. USD Bls. USD Bls. USD I Trimestre 33.8 104.38 3,529.9 34.1 99.16 3,385.5 35.8 95.34 3,413.4 II Trimestre 32.0 99.95 3,198.7 32.6 95.64 3,117.1 37.2 97.41 3,622.4 III Trimestre 32.9 95.0 3,129.3 37.3 98.79 3,686.5 IV Trimestre 30.8 92.9 2,857.6 36.2 89.04 3,222.6 TOTAL 129.5 98.18 12,715.6 140.2 95.63 13,411.8 73.0 96.40 7,035.8 Durante el segundo trimestre de 2014, el petróleo ecuatoriano tuvo como destino final los siguientes países: Estados Unidos de América; Chile, Panamá, Perú, India, Bahamas, Singapur y España (Gráfico 1). Gráfico 1 DESTINO DE PETROLEO POR PAÍSES de barriles ESPAÑA SINGAPUR BAHAMAS INDIA 0,3 0,7 0,7 2,4 PERÚ PANAMÁ 7,4 7,7 CHILE 12,7 ESTADOS 41,0 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 13
EXPORTACIONES DE PETRÓLEO EP PETROECUADOR El volumen exportado por EP Petroecuador en el transcurso del segundo trimestre de 2014 fue de 33.5 millones de barriles, por un valor de USD 3,275.5 millones, a un precio promedio trimestral de USD 97.65 por barril. Valores superiores en volumen, valor y precio a las registradas en el primer trimestre de 2014 y segundo trimestre de 2013 (Cuadro 9). El incremento de las exportaciones en el período de análisis se debe a una mayor disponibilidad de petróleo como efecto de su menor uso para procesamiento en la refinería Esmeraldas en rehabilitación; y, a un mejor de precios a nivel internacional con relación a los registrados en el primer trimestre de 2014. PERIODO EXPORTACIONES CRUDO ORIENTE EXPORTACIONES CRUDO NAPO Cuadro 9 EXPORTACIONES EP PETROECUADOR EXPORTACIONES TOTALES Miles Bls. Miles USD Miles Bls. Miles USD Miles Bls. Miles USD I Trimestre 21.6 100.73 2,175.6 8.4 96.41 809.3 30.0 99.52 2,984.9 II Trimestre 18.6 97.27 1,807.4 10.2 93.14 949.3 28.8 95.81 2,756.7 III Trimestre 20.8 100.90 2,103.2 12.4 95.91 1,187.2 33.2 99.04 3,290.5 IV Trimestre 21.6 90.66 1,962.5 10.5 86.36 906.4 32.1 89.25 2,868.9 Total 2013 82.7 97.36 8,048.6 41.5 92.91 3,852.3 124.1 95.87 11,900.9 I Trimestre 20.3 96.40 1,956.2 11.6 94.01 1,094.9 31.9 95.53 3,051.1 II Trimestre 21.2 99.52 2,108.5 12.4 94.46 1,167.1 33.5 97.65 3,275.5 Total 2014 41.5 97.99 4,064.7 24.0 94.24 2,262.0 65.5 96.62 6,326.6 Por tipo de petróleo, entre abril y junio de 2014 las exportaciones de Crudo Oriente llegaron a 21.2 millones de barriles por un valor de USD 2,108.5 millones, a un precio promedio trimestral de USD 99.52 por barril. Valores superiores en volumen, valor y precio a los registrados en el primer trimestre de 2014 y segundo semestre de 2013. También las exportaciones de Crudo Napo en el segundo trimestre de 2014 se incrementaron en volumen, valor y precio con respecto al primer trimestre de 2014 y segundo trimestre de 2013, alcanzando un valor de 12.4 millones de barriles, por USD 1,167.1 millones, a un precio promedio por barril de USD 94.46. Por su parte, el pago en especies destinado a la exportación a través de la Secretaría de Hidrocarburos (SHE) del Ministerio de Recursos Naturales No Renovables, durante el segundo trimestre de 2014 fue de 3.6 millones de barriles de petróleo, por un valor de USD 346.8 millones, a un precio promedio de USD 95.19 por barril (Cuadro 10). 14
Cuadro 10 EXPORTACIONES SUBSECRETARÍA DE HIDROCARBUROS Trimestre - Año Bls. USD I Trimestre - 2013 4.2 400.6 96.50 II Trimestre - 2013 3.8 360.4 94.38 III Trimestre - 2013 4.1 396.1 96.75 IV Trimestre - 2013 4.0 353.7 87.36 TOTAL 2013 16.1 1,510.9 93.77 I Trimestre - 2014 3.9 361.4 93.56 II Trimestre - 2014 3.6 346.8 95.19 TOTAL 2014 7.5 708.2 94.35 V. OFERTA Y DEMANDA DE DERIVADOS OFERTA DE DERIVADOS La producción nacional de derivados de petróleo en el segundo trimestre de 2014 llegó a los 18.2 millones de barriles, valor superior en 5.3% y 6.5% con relación a lo producido durante el primer trimestre de 2014 y segundo trimestre de 2013, respectivamente. Este aumento se sustenta en un mayor nivel de procesamiento de las refinerías La Libertad y Amazonas (Cuadro 11). En cuanto al nivel de importaciones de derivados, entre abril y junio de 2014 alcanzó los 12.8 millones de barriles, volumen inferior en 5.8% relación a las importaciones realizadas en el primer trimestre de 2014 y superiores en 7.8% respecto al segundo trimestre de 2013, respectivamente. La suma de la producción nacional de derivados y su importación da como resultado la oferta de derivados. En el segundo trimestre de 2014, esta oferta llegó a los 31.0 millones de barriles, superior en 0.4% y 7.8% a la del primer trimestre de 201y y segundo trimestre de 2013, en su orden. Asegurando de esta manera el abastecimiento adecuado para suplir la demanda de derivados en el mercado nacional. 15
TRIMESTRE - AÑO PRODUCCIÓN NACIONAL DE DERIVADOS IMPORTACIÓN DE DERIVADOS Cuadro 11 OFERTA DE DERIVADOS de barriles OFERTA DE DERIVADOS I Trimestre - 2013 15.8 11.7 27.6 II Trimestre - 2013 17.1 11.9 29.0 III Trimestre - 2013 19.0 12.5 31.4 IV Trimestre - 2013 17.8 12.5 30.3 TOTAL 2013 69.7 48.6 118.3 I Trimestre - 2014 17.3 13.6 30.9 II Trimestre - 2014 18.2 12.8 31.0 TOTAL 2014 35.4 26.5 61.9 El detalle de la importación de diesel, nafta de alto octano y gas licuado de petróleo (GLP), del segundo trimestre de 2014, se resume a continuación: a) Entre abril y junio de 2014 se importó nafta de alto octano, que constituye el principal componente de las gasolinas del país, por 4.4 millones de barriles, en un valor de USD 574.9 millones, a un precio promedio de importación de USD 130.68 por barril. Cifras superiores a las del primer trimestre de 2014 (Cuadro 12). Los mayores volúmenes de importación de nafta de alto octano de los últimos trimestres se deben a que el proceso de rehabilitación de la refinería Esmeraldas no ha permitido la producción normal de gasolina y se espera que en los siguientes trimestres se dé un mayor nivel de importaciones de nafta, debido a la paralización total de la refinería Esmeraldas programada a partir de octubre de 2014. b) La importación de diesel en el segundo trimestre de 2014 alcanzó un valor de 5.7 millones de barriles por un valor de USD 722.7 millones, a un precio promedio de importación de USD 126.61 por barril. El menor nivel de importaciones de este derivado en el trimestre de análisis se compensa con los stocks del primer trimestre de 2014, cuando se realizó una mayor importación. c) Se importó GLP en el primer trimestre de 2014 un valor de 2.3 millones de barriles por un valor de USD 162.7 millones, a un precio promedio trimestral de importación de USD 70.42 por barril. Importaciones inferiores a las del primer trimestre de 2014. Continúan los controles y se han perfeccionado los mecanismos de distribución del GLP en las fronteras ecuatorianas, lo cual está ayudando a que los niveles de importación no se incrementen y se garantice un permanente abastecimiento del producto en todo el país. 16
Cuadro 12 DERIVADOS IMPORTADOS PERIODO NAFTA ALTO OCTANO DIESEL GAS LICUADO DE PETROLEO Bls. USD Bls. USD Bls. USD Ene-Mar 13 4.1 141.63 580.6 4.9 139.11 683.0 2.3 70.51 161.1 Abr-Jun 13 3.6 138.96 501.1 5.4 129.31 692.5 2.3 68.91 160.1 Jul-Sep 13 4.4 127.86 565.3 4.7 130.46 610.9 2.9 65.20 189.3 Oct-Dic 13 3.9 118.74 460.6 5.9 128.84 759.4 2.1 71.57 147.1 TOTAL 2013 16.0 131.68 2,107.7 20.8 131.74 2,745.7 9.6 68.74 657.5 Ene-Mar 14 4.4 126.14 554.5 6.4 127.89 814.0 2.6 77.77 203.6 Abr-Jun 14 4.4 130.68 574.9 5.7 126.61 722.7 2.3 70.42 162.7 TOTAL 2014 8.8 128.41 1,129.4 12.1 127.28 1,536.7 4.9 74.32 366.3 También se importa Cutter Stock como base para la preparación de Fuel Oil No. 6. Durante el segundo trimestre de 2014 su importación alcanzó los 0.4 millones de barriles por un valor de USD 49.7 millones, a un precio promedio de USD 118.3 por barril (Cuadro 13). Año Período Cuadro 13 IMPORTACIONES DE CUTTER STOCK Bls. USD 2013 Enero-Marzo 0.4 132.6 55.5 Abril-Junio 0.6 114.8 72.0 Julio-Septiembre 0.4 122.0 50.9 Octubre-Diciembre 0.6 120.5 76.1 Total 2013 2.1 121.5 254.5 2014 Enero-Marzo 0.2 119.4 24.8 Abril-Junio 0.4 118.3 49.7 Total 2014 0.6 118.6 74.5 17
DEMANDA DE DERIVADOS La demanda de derivados en el país durante el transcurso del segundo trimestre de 2014 ascendió a 23.0 millones de barriles, inferior en 1.2% al consumo del primer trimestre de 2014 y superior en 2.7% al segundo trimestre de 2013 (Cuadro 14). Por derivados, el diesel es el que tiene mayor demanda en el segundo trimestre de 2014, seguido por la gasolina. El diesel sigue siendo el combustible de mayor consumo, usado fundamentalmente en el transporte pesado y la generación termoeléctrica y se espera que una vez que paulatinamente entren en funcionamiento las centrales hidroeléctricas, su consumo baje. Cuadro 14 DEMANDA DE DERIVADOS de barriles MES - AÑO GASOLINA DIESEL GLP OTROS * TOTAL Ene-Mar 13 5.8 7.1 2.9 5.2 21.0 Abr-jun 13 6.1 7.9 3.0 5.4 22.4 Jul-Sep 13 6.4 7.9 3.2 5.1 22.6 Oct-Dic 13 6.6 9.0 3.1 5.6 24.3 TOTAL 2013 24.9 31.9 12.2 21.3 90.4 Ene-Mar 14 6.3 8.3 2.9 5.8 23.3 Abr-Jun 14 6.5 7.9 3.1 5.5 23.0 TOTAL 2014 12.8 16.2 6.1 11.3 46.4 * Absorver, Fuel Oil#4, Asfalto, Solventes,Jet Fuel, Avgas, Nafta Base 90, Spray Oil Pesca Artesanal y Residuo. Por el lado de las exportaciones de derivados, en el segundo trimestre de 2014 el país exportó fuel oil No.6 y nafta de bajo octano por un monto de 0.5 millones de barriles que generaron un ingreso igual a USD 54.5 millones a un precio promedio trimestral de USD 99.99 por barril. Se ha dado un descenso paulatino de la exportación de derivados debido a la baja producción de los mismos en la refinería Esmeraldas, debido al proceso de rehabilitación a la que está siendo sometida (Cuadro 16). Del total de derivados exportados en el segundo trimestre de 2014, el 69.1% correspondió a fuel oil No. 6; y, el 30.1% restante, a la nafta de bajo octano. 18
Cuadro 15 EXPORTACIONES DE DERIVADOS DE PETROLEO MES - AÑO RESIDUO/FUEL OIL 6 NAFTA BAJO OCTANO EXPORTACIONES TOTALES Bls. USD Bls. USD Bls. USD Ene-Mar 13 1.1 99.01 111.7 0.2 124.08 19.5 1.3 102.07 131.1 Abr-Jun 13 0.9 91.90 84.5 0.4 93.29 33.1 1.3 92.29 117.5 Jul-Sep 13 2.3 94.22 213.1 0.5 102.91 52.3 2.8 95.81 265.4 Oct-Dic 13 1.5 93.43 139.4 0.4 104.39 37.5 1.9 95.56 176.9 TOTAL 2013 5.8 94.58 548.6 1.4 103.24 142.4 7.2 96.24 691.0 Ene-Mar 14 0.9 95.29 89.1 0.4 107.56 37.8 1.3 98.64 127.0 Abr-Jun 14 0.4 93.31 35.1 0.2 114.90 19.4 0.5 99.99 54.5 TOTAL 2014 1.3 94.72 124.2 0.5 109.94 57.2 1.8 99.04 181.4 Como referencia es transcendental exponer la diferencia que se genera entre la importación de GLP, diesel y nafta de alto octano y su comercialización en el mercado nacional; para ello se considera el costo total de las importaciones de estos derivados menos los ingresos por las ventas de derivados importados. De enero a junio de 2014, el ingreso por ventas internas de diesel, gasolina y GLP fue igual a USD 1,022.5 millones de dólares, mientras que el costo de su de importación alcanzó los USD 3,032.4 millones de dólares, generando una diferencia de USD 2,009.8 millones de dólares, esta diferencia es superior en 7.2% y 25.3% a similares períodos de los años 2013 y 2012, respectivamente (Cuadro 16). El crecimiento del diferencial entre ingresos y costos por ventas internas de importaciones está determinado por el incremento de los precios de los derivados del hidrocarburo en el mercado internacional y por el volumen de importaciones que el Estado efectúa para satisfacer la demanda interna. Para el caso del período enero a junio de 2014, los precios han sido menores a los registrados en el año 2013 y 2012, pero la paralización programada de la refinería Esmeraldas incidió en que los volúmenes de importación sean mayores El derivado que más contribuyó a la diferencia durante enero a junio de 2013 fue la comercialización de diesel con el 51.9%, seguido por la de Nafta de Alto Octano con el 33.4% y la de GLP con 14.6% del total. 19
Cuadro 16 INGRESOS Y EGRESOS POR COMERCIALIZACIÓN DE DERIVADOS Enero Junio 2013 COMERCIALIZACIÓN INTERNA DE DERIVADOS IMPORTADOS 2012 2013 2014 DIFERENCIA INGRESOS Y EGRESOS (miles de dólares) -1,604,033.2-1,875,268.5-2,009,833.5 Costos Totales Importaciones (miles de dólares) 2,365,894.2 2,778,282.2 3,032,404.0 Ingresos Totales Ventas Internas (miles de dólares) 761,861.0 903,013.8 1,022,570.5 Nafta Alto Octano Diferencia Ingreso y Costo (miles de dólares) -611,675.9-669,946.3-672,049.9 Volumen Importado (miles de barriles) 6,883.8 7,705.2 8,795.2 Precio Importación (dólares por barril) 142.8 140.4 128.4 Costo Importación (miles de dólares) 983,342.4 1,081,679.9 1,129,391.8 Precio Venta Interna (dólares por barril) 54.0 53.4 52.0 Ingreso Venta Interna (miles de dólares) 371,666.5 411,733.7 457,341.9 Diesel Diferencia Ingreso y Costo (miles de dólares) -731,828.8-945,812.3-1,043,829.0 Volumen Importado (miles de barriles) 7,776.9 10,264.7 12,073.0 Precio Importación (dólares por barril) 136.7 134.0 127.3 Costo Importación (miles de dólares) 1,063,282.6 1,375,468.5 1,536,673.4 Precio Venta Interna (dólares por barril) 42.6 41.9 40.8 Ingreso Venta Interna (miles de dólares) 331,453.8 429,656.2 492,844.4 Gas Licuado de Petróleo Diferencia Ingreso y Costo (miles de dólares) -260,528.6-259,509.9-293,954.6 Volumen Importado (miles de barriles) 4,476.8 4,607.2 4,929.0 Precio Importación (dólares por barril) 71.3 69.7 74.3 Costo Importación (miles de dólares) 319,269.2 321,133.8 366,338.8 Precio Venta Interna (dólares por barril) 13.1 13.4 14.7 Ingreso Venta Interna (miles de dólares) 58,740.7 61,623.9 72,384.2 20