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Tabla de Contenidos

1. Descripción de los cambios legales y contractuales en el período 2000 – 2020 1.1. 1.2. 1.3. 1.4. 1.5. 1.6.

Reformas a la Ley de Hidrocarburos – Ley 42 Constitución de la República del Ecuador Creación de Petroamazonas EP y EP Petroecuador Reforma a la Ley de Hidrocarburos 2010 Modelos de contratos bajo la Ley de Hidrocarburos Reformas actuales

2. Resultados en el período entre el 2000 a 2010 2.1. 2.2. 2.3. 2.4.

Producción Regalías e Impuestos Exportaciones y efecto en mercado interno Inversiones en exploración y explotación (privado y público)

3. Resultados en el periodo entre 2010 a 2020 3.1. 3.2. 3.3. 3.4. 3.5.

Producción Regalías e Impuestos Exportaciones y mercado interno Inversiones en exploración y explotación (privado y público) Evolución de las Reservas

4. Rol de la NOC en la industria hidrocarburífera del Ecuador 4.1. 4.2. 4.3. 4.4.

Petroecuador Petroamazonas Contratos de Servicios Integrados (Campos Maduros) Ronda Intracampos

5. Prospectiva y posibilidades 5.1. 5.2. 5.3. 5.4.

Producción Proyección de desarrollo de campos Mercado interno Marco Institucional

6. Comparación entre Modelo Ecuatoriano y Modelo Peruano. 6.1. 6.2.

Comparación general de aspectos relevantes de las industrias petroleras Comparación de las principales modalidades contractuales en Ecuador y Perú

7. Conclusiones / Reflexiones 8. Anexos Quito: Avenida 12 de Octubre No 26-48 y Lincoln. Edificio MIRAGE, Piso 16. Quito, Ecuador. Tel.: +(593 2) 381 0950 | www.robalinolaw.com

II. Desarrollo 1. Descripción de los cambios legales y contractuales en el período 2000 – 2020 Desde el añ0 2000 se han presentado cambios significativos en la normativa de hidrocarburos, que van desde la promulgación de una nueva Constitución hasta múltiples reformas a la Ley de Hidrocarburos y sus Reglamentos. La Ley de Hidrocarburos del Ecuador fue expedida en el año 1978 y se mantiene vigente hasta la actualidad con aproximadamente 20 procesos de reforma. Estas continuas reformas han generado un escenario de incertidumbre e inseguridad jurídica, e incluso han provocado que ciertos contratos se vean afectados, dando como resultado la modificación de algunos y litigios con otros. A continuación se hará un análisis cronológico de los principales cambios normativos que se han dado en Ecuador desde el año 2000 en relación con la normativa de los hidrocarburos. 1.1.

Reformas a la Ley de Hidrocarburos – Ley 42-2006

En el año 2006, al final del Gobierno del expresidente Alfredo Palacio, se presenta un hito histórico que marcaría un punto de inflexión en la relación entre el Estado y las compañías petroleras que operaban en Ecuador. Como respuesta política al incremento de los precios internacionales del petróleo y a la variación en la economía de los contratos petroleros que se encontraban vigentes (en su mayoría contratos de participación), se aprobó la denominada Ley 42-2006, reformatoria a la Ley de Hidrocarburos. Mediante esta norma se establecía que el Estado recibiría, por lo menos, el 50% de los ingresos extraordinarios generados por la ejecución contractual. Conforme a la norma, los ingresos extraordinarios eran aquellos correspondientes a los excedentes de los precios de venta de petróleo no pactados o no previstos en los Contratos de Participación para la Exploración de Hidrocarburos y la Explotación de Petróleo Crudo; es decir, aquellos producidos por la diferencia entre el precio promedio ponderado mensual efectivo de venta FOB del petróleo ecuatoriano realizada por la contratista y el precio promedio mensual de venta vigente a la fecha de la suscripción de los referidos Contratos de Participación, multiplicado por el número de barriles producidos por cada contratista. De manera referencial se puede indicar que el goverment take antes de la Ley 42 era aproximadamente de un 45%, que luego de esta pasó a ser de un 80%. Si bien muchos estados adoptaron posiciones similares sobre las conocidas “Windfall Profits Tax”, en el Ecuador, un año más tarde, mediante el Decreto Ejecutivo 662 se estipuló como Reglamento a la Ley 42-2006, que de las ganancias extraordinarias que generaban las empresas extranjeras se debía compensar al Estado ecuatoriano con un impuesto equivalente al 99% del beneficio extraordinario recibido; es decir, el impuesto a las ganancias extraordinarias pasó del 50% al 99%. Como consecuencia de esto varias empresas petroleras como Perenco Ecuador Limited, Burlington Resources Inc., Murphy Ecuador Oil Company Ltd., iniciaron arbitrajes en contra del Estado alegando que la Ley 42-2006 modificó las condiciones contractuales y que esto resultaría en la expropiación de los bloques correspondientes. Nótese que los tribunales arbitrales han otorgado considerables

indemnizaciones en favor de dichas empresas. Información adicional sobre los arbitrajes en materia petrolera en contra de Ecuador se puede encontrar en el Anexo 1. 1.2.

Constitución de la República del Ecuador

Dos años más tarde (2008), ya en el Gobierno del expresidente Rafael Correa, se promulgó una nueva Constitución. Entre los principales cambios que se dan respecto de la Constitución de 1998, dentro del sector hidrocarburífero, es que se señala que por regla general la explotación de estos recursos les corresponde a las empresas públicas (NOC); y se determina que si la empresa estatal no realiza esta gestión se pueden constituir compañías de economía mixta (donde el Estado es propietario en al menos la mitad). Asimismo, se establece que, únicamente por excepción, la gestión de los recursos naturales puede ser delegada a las empresas privadas. Bajo la nueva Constitución se considera al sector de los hidrocarburos como un sector estratégico por su influencia económica, social, política y ambiental. Como tal, al Estado le corresponde administrar, regular, controlar y gestionarlo bajo los principios de sostenibilidad ambiental, precaución, prevención y eficiencia. En su gestión, el Estado debe priorizar la responsabilidad intergeneracional, la conservación de la naturaleza, el cobro de regalías u otras contribuciones no tributarias y de participaciones empresariales; y minimizar los impactos negativos de carácter ambiental, cultural, social y económico. Precisamente la norma suprema ha establecido restricciones para la explotación de recursos naturales. Se prohíbe la actividad extractiva de recursos no renovables en las áreas protegidas y en zonas declaradas como intangibles; excepcionalmente se podrán explotar a petición fundamentada de la Presidencia de la República y previa declaratoria de interés nacional por parte de la Asamblea Nacional, que, de estimarlo conveniente, podrá convocar a consulta popular. Además, es importante señalar que la Constitución instaura que el Estado nunca puede recibir beneficios económicos menores a los que recibe la empresa que los produce, lo que detonó la última renegociación de los contratos petroleros. Cabe recalcar también que la Constitución del 2008 es bastante proteccionista por lo que agrega nuevos conceptos para el cuidado del medio ambiente, como declarar a la naturaleza como sujeto de derechos, lo que juega un papel importante en la determinación de los campos para explotación. Señala que en los casos de impacto ambiental grave o permanente, incluidos los ocasionados por la explotación de los recursos naturales no renovables, el Estado establecerá los mecanismos más eficaces para alcanzar la restauración, y adoptará las medidas adecuadas para eliminar o mitigar las consecuencias ambientales nocivas. En concordancia con lo anterior, a partir de la Constitución de 2008, la responsabilidad por daños ambientales es objetiva y las acciones legales para perseguir y sancionar por daños ambientales son imprescriptibles. 1.3.

Creación de Petroamazonas EP y EP Petroecuador

Si bien la historia de Petroecuador data de finales de los años 80s, para el año 2010, en concordancia con lo dispuesto en la Constitución, se emitió la Ley de Empresas Públicas que consideraba que la naturaleza de tales empresas tenía características particulares que las distinguían de las compañías privadas (principalmente de las sociedades de responsabilidad limitada y compañías anónimas). Por ello, se creó una nueva figura de las empresas públicas “EP” de naturaleza estatal. Bajo este panorama mediante los Decretos Ejecutivos 314 y 315, ambos de 6 de abril de 2010, y posteriormente con el Decreto Ejecutivo 1351-A, de 1 de noviembre de 2012, se crean como empresas públicas a Petroamazonas EP y EP Petroecuador para que gestionen directamente las fases de la industria hidrocarburífera. Así, Petroamazonas EP se encargaba de las etapas de exploración y explotación de hidrocarburos, mientras que EP Petroecuador continuaba con la refinación, industrialización y la comercialización interna y externa de los hidrocarburos. En la actualidad Petroamazonas EP y EP Petroecuador se encuentran fusionadas en una sola NOC denominada EP Petroecuador.1 La decisión de fusionar ambas empresas públicas responde únicamente a la necesidad de optimizar recursos públicos dada la ajustada situación fiscal del país y la redundancia en posiciones laborales en cada empresa pública. Este proceso, incluyendo su financiamiento, fue además resultado de una consultoría realizada por el BID. Para mayor referencia ver sección 4 de este informe. 1.4.

Reforma a la Ley de Hidrocarburos 2010

Por otro lado, a mediados de 2010 y acorde con la política del gobierno del expresidente Rafael Correa de revertir los porcentajes de participación entre las empresas públicas y privadas (de 70% privadas y 30% Estado, a 70% Estado y 30% privadas) se emite una nueva reforma a la Ley de Hidrocarburos en la que se establece un nuevo modelo de contrato de prestación de servicios para la exploración y explotación de hidrocarburos en el que paga a la contratista una tarifa fija por cada barril de petróleo extraído y entregado por la Contratista al Estado. Esta nueva modalidad contractual pretendía consolidar a favor del Estado el aprovechamiento de los ingresos petroleros que se presentaban ante los elevados precios del crudo en el mercado internacional. Se dispone además que los contratos de participación y antiguos de prestación de servicios para la exploración y explotación de hidrocarburos, contratos de campos marginales y los contratos de prestación de servicios específicos suscritos entre Petroecuador, que se encontraban vigentes a 2010, se debían modificar para adoptar el modelo reformado de prestación de servicios, otorgándoles un plazo específico para el efecto (enero 2011). Caso contrario, el Estado daría por terminados unilateralmente los contratos y fijaría el valor de liquidación de cada contrato y su forma de pago. Resultado de esta reforma legal, el Estado renegoció todos los contratos en un periodo de 6 meses. Hubo operadoras que se acogieron a la nueva modalidad contractual y otras a las que se terminó sus contratos. 1

Decreto Ejecutivo 1221 de 7 de enero de 2021, publicada en el Tercer Suplemento del Registro Oficial No. 371 de 15 de enero de 2021.

En el Anexo 1 se incluye un detalle de los arbitrajes que han sido iniciados con relación a contratos de hidrocarburos y/o de inversiones contra el Ecuador. En su mayoría estas disputas corresponden a reclamos por efectos de la Ley 42-2006, procesos de caducidad iniciados por el Estado y por la terminación de los contratos ante renegociaciones fallidas. 1.5.

Modelo de contratos bajo la Ley de Hidrocarburos

Sobre la base del nuevo modelo de contrato de servicios para la exploración y explotación de hidrocarburos que se introdujo con la reforma del año 2010, donde solamente se paga una tarifa por barril a las contratistas por los servicios provistos, el Estado pasa a ser propietario de la producción total de los campos petroleros, sin perjuicio de que se pueda acordar el pago de la tarifa a las contratistas en especie (petróleo crudo). La tarifa se la fijaba de manera individual para cada contrato y toma en cuenta un estimado de la amortización de las inversiones, los costos y gastos, y una utilidad razonable considera el riesgo incurrido. Desde entonces, y por los siguientes 10 años, el único esquema contractual que se usó en el Ecuador es el referido anteriormente. Así, pese a que la Ley de Hidrocarburos siguió contemplando las modalidades contractuales2 que se detallan a continuación, solo se han mantenido en ejecución contratos de prestación de servicios: a) Asociación • Asociación entre el Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables (en adelante, “MERNNR”) (concesión y áreas) y entidad privada (inversiones) con participación en la producción. • Este tipo de contrato fue preminente en los 60s y 70s pero no se usa en Ecuador (desde la Asociación CEPE-Texaco). b) Servicios E&P • Los contratos de prestación de servicios con costos reembolsables fueron empleados durante la década de los 80. • Posteriormente, la nueva modalidad de contratos de servicios de E&P se utilizaron a raíz de la modificación legal del año 2010, donde se paga a la contratista una tarifa por barril producido. • Bajo la modalidad de servicios, la contratista utiliza sus recursos económicos propios para prestar al Estado los servicios de exploración y/o explotación de hidrocarburos en las áreas designadas para extraer (y entregar) dichos barriles al Estado en un lugar fijado en el contrato. • Actualmente es la única modalidad contractual de E&P que mantiene campos petroleros en producción a cargo de empresas privadas.

Art. 2 de la Ley de Hidrocarburos

•

Existen 19 contratos bajo esta modalidad. Para más información, ver el cuadro que consta debajo de esta sección y el Anexo 2.

c) Participación • Delegación del MERNNR para actividades de exploración y desarrollo a una entidad privada. El pago a la entidad privada será en un porcentaje de la participación de la producción efectiva en relación con los precios referenciales. • El porcentaje de participación de la contratista se valora de acuerdo con el precio de referencia justado por la calidad del crudo, el volumen de la producción de hidrocarburos y el precio límite. • Se decidió volver a utilizar esta modalidad en 2018, resultado de la Ronda “Intracampos”. • Todos los contratos están en fase exploratoria. • Existen 7 contratos bajo esta modalidad. Para más información, ver el cuadro que consta debajo de esta sección y el Anexo 2. d) Servicios Específicos Integrados • A diferencia de los contratos de participación y de prestación de servicios, estos no se firman con el Estado (a través del MERNNR), sino que se celebraban con la NOC (actualmente EP Petroecuador). • Se trata de un contrato híbrido, en los cuales si bien la remuneración de estos contratos a los contratistas se realiza con una tarifa por barril producido, similar los contratos de Servicios E&P, la operación del campo y la titularidad del área del contrato la mantiene la NOC. • Aunque la forma de pago depende del acuerdo de las partes, por lo general se realiza en forma de tarifa por barril. • Gracias a las enormes inversiones generadas por las empresas de servicios, la NOC gana protagonismo en la industria petrolera, frente al resto de operadoras privadas. • Las compañías prestadoras de servicios (i.e. Schlumberger, Halliburton, Sinopec) toman protagonismo bajo este esquema contractual, en lugar de compañías operadoras privadas; en especial por cuanto la NOC ha utilizado esta modalidad para las actividades de E&P en los principales campos petroleros y con grandes niveles de producción. • Se ha empleado desde el 2012. • Varios de estos contratos se han modificado varias veces, de tal manera que el pago de la tarifa ahora está indexado al precio del WTI. • Para mayor referencia de los bloques a cargo de la NOC, donde esta pudo haber suscrito contratos bajo esta modalidad, ver Anexo 2

En el siguiente cuadro, se podrán apreciar las principales diferencias entre los tres contratos que se

prevén en la Ley de Hidrocarburos:

Contrato participación (MERNNR)

Contrato de prestación de servicios (MERNNR)

Contrato de Servicios Específicos (NOC)

Operador

Contratista

NOC

Responsabilidad del yacimiento (incluyendo blowout)

Contratista

NOC

Responsabilidad Ambiental

Contratista

NOC El contratista sólo es responsable de los daños causados por este.

Ingreso bruto y tasa

Participación por barril según la fórmula, sujeta a ajustes por calidad, volumen, precio del crudo.

Tarifa por barril según lo acordado en cada contrato.

Régimen fiscal, incluida la amortización de las inversiones

Reglamento de Contabilidad, Control y Fiscalización de los Contratos de Participación emitido por el ente regulador (Agencia de Regulación y Control de Energía y Recursos Naturales No Renovables -“ARC”)

Reglamento de Contabilidad, Control y Fiscalización de los Contratos de Prestación de Servicios emitido por ARC.

Según lo acordado en el contrato (puede tener disposiciones contables específicas).

ARC

Autoridad controladora

Amortización de las inversiones según la legislación fiscal.

NOC El contratista no está sujeto al control de ARC.

Para mayor referencia a en el Anexo 2 se incluye un detalle de los bloques a cargo de la empresa estatal EP Petroecuador y de las operadoras petroleras privadas y su modalidad contractual. 1.6.

Reformas actuales

Finalmente, entre las reformas más recientes se encuentra la fusión por absorción de Petroamazonas EP a EP Petroecuador que se completó el 7 de enero de 2021. Con esta modificación, que se llevó a través de la expedición de un Decreto Ejecutivo, EP Petroecuador pasó a ser la única empresa pública (NOC) encargada de todas las etapas hidrocarburíferas y se subroga en todos los contratos celebrados por Petroamazonas EP. 2. Resultados en el período entre el 2000 a 2010 2.1.

Producción Producción Anual Empresas Públicas en millones de barriles

Producción Anual Empresas Privadas en millones de barriles

Producción Total Nacional en millones de barriles

Producción Promedio/Día en miles de barriles

85.902 84.894 82.645 75.986 73.315 72.143 90.922 94.340 97.146 102.767

60.279 65.575 60.331 77.553 119.201 122.026 105.025 92.330 87.634 74.854

146.180 147.468 142.976 153.539 192.517 194.169 195.948 186.669 184.780 177.620

398 405 391 419 525 530 534 511 505 485

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Producción Promedio/Día en miles de Barriles 600 500 400 300 200 100 0 2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

Producción Promedio/Día en miles de Barriles

La producción petrolera ecuatoriana tiene una afectación definitiva a inicios de la década del 2000 con la construcción del Oleoducto de Crudos Pesados (en adelante, “OCP”) que permitió la producción de campos de crudo pesado descubiertos y desarrollados por varias empresas privadas.

El OCP, en conjunto con la capacidad instalada del Sistema de Oleoductos Transecuatorianos (“SOTE”), permitió ampliar en más del doble la capacidad de transporte. Para mayor referencia, el SOTE tiene una capacidad de aproximadamente 360.000 bppd y opera a su máxima capacidad, mientras el OCP tiene una capacidad instalada para 400 mil bppd y ha venido operando con una media de 168 mil bppd. Esta época fue importante para el sector privado ya que las operadoras privadas tomaron protagonismo entre 2003 y 2007 al originar más de la mitad del total la producción de crudo en el Ecuador. Compañías como Occidental, Perenco, Burlington, Murphy, Petrobras, Repsol, fueron trascendentales para dicho crecimiento. No obstante, el protagonismo de la NOC fue determinante a partir de que se declaró la caducidad del contrato con Occidental (2006), producto del cual se creó una nueva empresa pública que se denominaría Petroamazonas, que asumió las operaciones de la operadora privada. Efectivamente, Occidental se encontraba en el pico de sus operaciones después de aproximadamente 5 años de producción, por lo que, al momento de declararse la caducidad del contrato, el Estado asumió los bloques con la producción (100 000 bppd) y los activos y recursos humanos que dejó Occidental. Con posterioridad, Petroamazonas, con su gran capacidad de gestión, también asumiría la operación de los bloques de Perenco, Burlington, Murphy, Petrobras que salieron del país entre el 2008 y el 2011. Simultáneamente, ocurrió un hecho externo que fortaleció las acciones adoptadas por el Estado. En el 2008 subió el precio del petróleo en los mercados internacionales a niveles históricos por lo que el Estado, al haber asumido las operaciones de varias compañías privadas y controlar la totalidad de esas producciones, se benefició enormemente de los ingresos petroleros. En este contexto, si bien el Ecuador iba acumulando arbitrajes internacionales con significativos contingentes, gozaba además de los ingresos de los campos heredados de las empresas privadas y con esto se generó un nuevo boom histórico de producción e ingresos petroleros que transformaron definitivamente las empresas públicas de hidrocarburos. Como se podrá observar en la siguiente gráfica, la primera década de los 2000 se destacó por tener una participación muy relevante de las empresas privadas y terminó con un manejo mayoritariamente estatal, producto del exponencial crecimiento que tuvo Petroamazonas:

2.2.

Regalías e Impuestos

El Ministerio de Finanzas registra los ingresos efectivos que ha recibido el Estado ecuatoriano por la actividad petrolera. Los ingresos petroleros integran, entre otros, los rubros de impuesto a la renta, venta de activos petroleros, ingresos de capital petroleros:

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Ingresos del Petróleo y Derivados en millones de dólares3 1.248,8 1.256,0 1.324,0 1.555,4 1.319,4 1.574,0 1.519,2 1.104,1 4.400,8 2.298,2

Aunque no se cuenta con información oficial que desglose a detalla cada monto, en el ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. se presenta un detalle de los impuestos generados por la actividad petrolera desde el año 2004. Para los años 2000 a 2009, el Estado percibió USD 17.599,9 millones por concepto de ingresos efectivos petroleros. 3

https://contenido.bce.fin.ec/home1/estadisticas/bolmensual/IEMensual.jsp

En la primera mitad de esta década los ingresos petroleros estatales fueron de cierta forma regulares. Los ingresos correspondían a la producción propia que mantenían los campos históricos de Petroecuador y a la participación estatal de los contratos de participación privados (30%). En los últimos años de la década, la tendencia se revertió y los ingresos estatales fueron extraordinarios y sin precedentes. Los ingresos estatales por impuestos de las empresas privadas fueron relevantes en esta década. Nótese que los contratos de participación y en los de prestación de servicios no aplican regalías a ser pagadas por los privados, por lo que los ingresos estatales correspondieron principalmente a las exportaciones petroleras a cargo de Petroecuador. En efecto, determina la Ley de Hidrocarburos que en los contratos de prestación de servicios E&P, los contratistas como operadores no están sujetos al pago de regalías ya que la totalidad de la producción del área del contrato es de propiedad del Estado. Por su parte, en los contratos de participación E&P, es el Estado quien de su participación en la producción del área del contrato debe liquidar las regalías para efectos de las distribuciones internas de los ingresos petroleros. 2.3.

Exportaciones y efecto en mercado interno Exportaciones (Miles de dólares USD)

Miles de barriles

USD por barril

2000

2.144.011

86.197

24,87

2001

1.722.332

89.907

19,16

2002

1.839.024

84.263

21,82

2003

2.372.314

92.442

25,66

2004

3.898.509

129.409

30,13

2005

5.396.840

131.595

41,01

2006

6.934.010

136.634

50,75

2007

7.428.356

124.098

59,86

2008

10.567.947

127.395

82,95

2009

6.284.131

119.558

52,56

La primera década del nuevo milenio fue una época importante para la exportación de crudo. El pico de exportación empezó en el año 2004 cuando se exportó casi el 70% de la producción interna de crudo y continuó hasta el 2008 cuando el precio del crudo incrementó de manera exponencial, según se observa en el siguiente gráfico:

De acuerdo con los datos de EP Petroecuador (incluye producción de Petroamazonas), solamente en el 2007 dicha empresa pública vendió al mercado internacional 66.6 millones de barriles de petróleo generando más de 4.011 millones de dólares para el Estado. 2.4.

Inversiones en exploración y explotación (privado y público) 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

2007 2008 2009

Inversión Total en el sector petrolero en miles de dólares4 216.548 571.372 560.751 535.432 553.392 583.651 534.228 Inversión Total Inversión Privada en Inversión Pública en en el sector el sector petrolero el sector petrolero en petrolero en en millones de millones de dólares millones de dólares dólares 342 615 957 991 180 1.171 1.186 198 1.3845

https://contenido.bce.fin.ec/documentos/PublicacionesNotas/Catalogo/CuentasNacionales/Anuales/Dolares/ indiceFBKF.htm 5 https://www.aihe.org.ec/wp-content/uploads/2020/05/Petroleo-en-Cifras-2019.pdf

La primera década del nuevo milenio fue muy relevante para la inversión privada. Esta se caracterizó por una fuerte influencia de las empresas transnacionales que operaban en el Ecuador pero que, desde el año 2007, se ve opacada por las reformas fiscales y por la decisión del gobierno del expresidente Rafael Correa de imponer una renegociación obligatoria. Entre los años 2006 y 2009 hubo una reducción de la inversión privada de 772 a 281 millones de dólares. Por un lado, la crisis financiera a nivel mundial, así como la falta de incentivos para que operadoras privadas inviertan en el Ecuador, los cambios normativos y la inseguridad en los inversionistas extranjeros debido a la inestabilidad e incumplimiento del Estado ecuatoriano, fueron causas notables. Por el otro lado, como se puede observar en el cuadro, la inversión pública en general se convirtió en la principal fuente con el paso de los años. El cambio es tan notorio que se invirtieron completamente los roles de los actores públicos y privados. De manera referencia y para fines explicativos, la inversión privada pasó de ser el 72,5% de la totalidad de la inversión en el año 2000 a solamente el 47,4% en el 2013; mientras que la inversión pública pasó de ser el 27.5% al 52,6% en el mismo periodo. 3. Resultados en el periodo entre 2010 a 2020 3.1.

Producción Producción Anual Empresas Públicas 2010

104.611.163,27

Producción Promedio Anual Empresas Privadas 65.577.041,63

Promedio Producción Total Nacional*

Producción Promedio/Día en miles de barriles

177.373.561,01

485

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

124.670.406,01 127.718.468,50 139.090.834,21 151.944.926,88 147.714.734,27 151.121.779,81 145.951.137,69 140.093.139,32 146.997.846,57 134.070.921,63

50.221.440,30 50.220.369,99 45.130.607,05 42.958.552,36 41.932.486,24 40.702.760,94 40.007.921,79 40.667.214,49 39.248.318,05 168.216.761,31

182.264.855,46 185.336.342,99 191.778.803,74 202.885.437,78 197.997.044,41 200.134.210,51 193.826.752,19 188.815.941,07 193.859.823,29 175.154.100,86

499 506 525 555 542 546 531 517 531 478

* Incluye promedio consumos y entregas y promedio de variación de existencias.

Producción Promedio/Día en miles de Barriles 580 560 540 520 500 480 460 440 2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

Producción Promedio/Día en miles de Barriles

Para el 2013, la producción alcanzó los 192.12 millones de barriles y para el 2014 aumentó a 203.07 millones de barriles. En el año 2015, hubo una baja significativa a 198.23 millones de barriles. 6 Hay que recordar que esta disminución se dio debido a la caída abrupta del precio del petróleo en los mercados internacionales. De conformidad con los datos del Banco Central, la producción de petróleo del año 2016 mejoró en relación con la producción del año 2015 ya que hubo un aumento del 1.2% dando como resultado 200,7 millones de barriles de crudo. Se debe tomar en cuenta que desde el 2015 se inició con la producción del campo ITT (Ishpingo-Tiputini-Tambococha), fronterizo con Perú, por lo que el incremento de la producción del 2016 fue motivado en gran medida por esta situación. Para dicha fecha, las NOCs lideraban la producción nacional de crudo con un 77.8%. No obstante, la producción en el 2017 se redujo un 3,4% a 193,9 millones de barriles. Esta disminución fue producto del acuerdo con la OPEP, mediante el cual el Ecuador se comprometió a reducir la producción de crudo en 26.900 barriles diarios a partir del 1 de enero de 2017. 6

Ver más en https://contenido.bce.fin.ec/documentos/Estadisticas/Hidrocarburos/ASP201612.pdf

En el año 2018 existió una producción de 172,7 millones de barriles de crudo de los cuales la NOC fue responsable del 77,5%. 3.2.

Regalías e Impuestos

El Ministerio de Finanzas registra los ingresos efectivos que recibe el Estado ecuatoriano por la actividad petrolera. Los ingresos petroleros integran, entre otros, los rubros de impuesto a la renta, venta de activos petroleros, ingresos de capital petroleros:

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Ingresos del Petróleo y Derivados en millones de dólares7 3.917,3 7.182,4 6.064,3 6.038,9 2.261,1 2.842,4 2.132,8 1.754,8 2.208,5 2.449,5 626,1

Aunque no se cuenta con información oficial que desglose cada monto, en el ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. se encuentra un detalle de los impuestos generados por la actividad petrolera desde el año 2010.

Para los años 2010 a 2020, el Estado percibió USD 37.478,1 millones por concepto de ingresos efectivos petroleros. Si bien el Estado superó todos los récords históricos de ingresos en los años 2011 – 2013, para el año 2014 los ingresos se redujeron dramáticamente como consecuencia de la caída de los precios internacionales del petróleo, ubicándose en los mismos valores del año 2009. Asimismo, la pandemia del Covid-19, con la histórica caída de los precios del petróleo y la reducción de la demanda mundial de crudo, afectó drásticamente los ingresos estatales, arrojando el peor resultado de todo el milenio. 3.3.

Exportaciones y mercado interno Barriles exportados en Miles de barriles

USD por barril

https://contenido.bce.fin.ec/home1/estadisticas/bolmensual/IEMensual.jsp

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

124.464 121.732 129.516 140.245 154.660 151.765 144.559 135.494 129.692 139.816 131.522

71,93 96,93 98,14 95,63 84,16 41,88 34,96 45,68 60,55 55,30 35,62

De acuerdo con el Banco Central, los principales países que importan crudo ecuatoriano son, entre otros, Estados Unidos, Perú y Chile. Así, en el 2015 el 62,5% de las exportaciones de petróleo fueron Estados Unidos, seguido de Chile, Perú, Panamá y Japón con el 13,2%, 10,1%, 6,1% y 2,4%, respectivamente. En 2016, se exportó a Estados Unidos el 51,8%, Chile el 16,2%, Perú el 12,3%, Panamá el 11,4% y China el 4,3%. En 2017, el 55,1% de las exportaciones fueron para Estados Unidos, el 15,5% para Perú, el 15,4% para Chile y el 14% para otros. En el 2018, se exportó el 49,9% de la producción a Estados Unidos, el 15,9% a Perú y el 14,7% a Chile. Se debe considerar que EP Petroecuador posee tres refinerías en Ecuador (Esmeraldas, La Libertad y Shushufindi) con una capacidad de procesamiento de 110.000, 45.000 y 20.000 bppd, respectivamente. Durante 2016, el consumo interno de derivados del petróleo fue de 87,6 millones de barriles, lo que representa una disminución del 5,5% en comparación con los 92,7 millones de barriles de 2015. Durante 2017, el consumo interno de derivados del petróleo fue de 86,6 millones de barriles, lo que representa una disminución del 1,1% en comparación con los 87,6 millones de barriles de 2016. Es importante señalar que las refinerías ecuatorianas no producen suficientes derivados del petróleo para satisfacer la demanda interna. Las refinerías ecuatorianas satisfacen aproximadamente entre el 60% y el 65% de la demanda nacional. Por lo tanto, Ecuador es un importador neto de derivados del petróleo, a pesar de ser un exportador histórico de petróleo crudo. 3.4.

Inversiones en exploración y explotación (privado y público)

A continuación, se presenta un detalle de las inversiones realizadas por el Estado y las operadoras privadas para la exploración y explotación de hidrocarburos:

2010

Inversión Pública en millones de dólares8

Inversión Privada en millones de dólares

1.098

415

Inversión Total en millones de dólares 1.513

https://www.aihe.org.ec/wp-content/uploads/2020/05/Petroleo-en-Cifras-2019.pdf

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

1.432 1.754 2.924 3.291 2.145 2.108 1.588 1.841 1.453

426,53 398,06 432,74 495,98 329,35 166,76 282,41 225 311

1.858,53 2.152,06 3.356,74 3.786,98 2.474,35 2.273,76 1.870,41 2.066 1.764

Asimismo, se puede observar de la siguiente manera cómo se desarrollaron las inversiones:

Inversión en exploración y producción

MM US$ 4.000 3.500 3.000 2.500 2.000 1.500 1.000 500 0 2011

2012

2013

2014

Inversión Pública en millones de dólares

2015

2016

2017

2018

2019

Inversión Privada en millones de dólares

Inversión Total en millones de dólares

El inicio de la década del 2010 se vio caracterizada por un gran incremento de las inversiones para la explotación de hidrocarburos. Estas inversiones se destinaron principalmente al desarrollo de los campos maduros de las NOC, a través de los contratos de prestación de servicios específicos integrados con financiamiento, así como a los nuevos programas de inversión comprometidos por las empresas privadas en la renegociación de los contratos del año 2010. Lamentablemente, no se destinaron recursos proporcionales a campañas de exploración. De acuerdo con el informe de EP Petroecuador, para el año 2011 hubo una inversión pública y privada que alcanzó los 1.919 millones de dólares. Mientras que en el 2014 se presenta un récord histórico de inversión bordeando los 3.800 millones de dólares.9

Ver más en el Petróleo en el Ecuador, la Nueva Era Petrolera, https://www.eppetroecuador.ec/wpcontent/uploads/downloads/2015/03/El-Petr%C3%B3leo-en-el-Ecuador-La-Nueva-Era.pdf

Para mayor comprensión, el modelo de los contratos de servicios de E&P desalienta a invertir en exploración pues la contratista solamente presta un servicio y por este recibe una tarifa fija por cada barril producido. Por ende, no puede beneficiarse del upside de dicho barril en los mercados internacionales, al no ser la contratista dueña de los barriles producidos, a diferencia del contrato de participación (en el porcentaje que corresponda a la contratista). Por lo tanto, los riesgos de la exploración no se compensan adecuadamente con el pago de una tarifa. A partir del año 2015, debido a la caída de los precios del petróleo, las NOCs ha venido sufriendo constantes reducciones en su presupuesto, evidenciando la gran falencia de nuestro sistema que no ha dotado a la empresa pública de autonomía financiera, volviéndola en una empresa completamente dependiente de los recursos asignados por el Ministerio de Finanzas, y en consecuencia una empresa que no actúa con una lógica empresarial de la industria sino como una dependencia administrativa del gobierno central. 3.5.

Evolución de las Reservas

Aproximadamente el 95% de las reservas petrolíferas se encuentran on-shore, siendo las más significativas aquellas ubicadas en la Amazonía ecuatoriana al noreste del país. Como referencia, al 31 de diciembre de 2015, según datos de la OPEP, Ecuador tenía reservas probadas estimadas de crudo ligero, medio, pesado y extrapesado por un total aproximado de 8.300 millones de barriles. A la misma fecha, la NOC operaba en bloques exploratorios con reservas probadas estimadas de crudo ligero, medio, pesado y extrapesado que sumaban aproximadamente 1.400 millones de barriles. Con base en los niveles de producción de la NOC para el año 2017 y las reservas probadas estimadas de petróleo crudo en Ecuador en los bloques exploratorios en los que opera la NOC, incluyendo las reservas de crudo pesado y extrapesado que requerirán de importantes costos de desarrollo futuro para su producción y refinación, tienen una vida remanente de aproximadamente 9,9 años. Sin embargo, dicha vida remanente aumenta a aproximadamente 15,1 años si se consideran las reservas probadas, probables y posibles estimadas de petróleo crudo del Estado en los bloques exploratorios donde opera la NOC. En el 2019 el Ecuador se consideró como uno de los países con las mayores reservas en Latinoamérica junto con Venezuela y Brasil. En el gráfico a continuación se puede apreciar el crecimiento de las reservas desde los años 90s:10

Ver más en https://datosmacro.expansion.com/energia-y-medio-ambiente/petroleo/reservas/ecuador y en https://www.aihe.org.ec/wp-content/uploads/2020/05/Petroleo-en-Cifras-2019.pdf

Para el año 2018, el MERNNR estimó el Potencial Hidrocarburífero del Ecuador así:11

El último informe de reservas que realizó el MERNNR es del 201912. En este se evidenció el potencial hidrocarburífero en Ecuador según el siguiente detalle:

https://www.recursosyenergia.gob.ec/wp-content/uploads/2019/11/Informe-Anual-del-PotencialHidrocarburi%CC%81fero-del-Ecuador-2018.pdf 12 Ver más en https://www.recursosyenergia.gob.ec/wp-content/uploads/2020/09/Resumen-Infor.P..HidroPa%C3%ADs-2019.-Revi1C.Ruiz_.1.pdf

Asimismo, realizó el desglose de las reservas disponibles tanto para la empresa pública como la privada según se indica a continuación: Para la empresa pública

Para las operadoras privadas

4. Rol de la NOC en la industria hidrocarburífera del Ecuador 4.1.

Petroecuador

El primer descubrimiento de petróleo crudo en el Ecuador se dio en 1911 con la perforación del primer pozo Ancón 1, en la península de Santa Elena. Fue más tarde, en 1967, con la perforación del pozo Lago Agrio 1, en la Amazonía, a cargo de la operadora Texaco Gulf que Ecuador se convirtió en un país petrolero gracias al descubrimiento de los grandes campos del Oriente ecuatoriano. En 1971 se revisó el contrato original con la petrolera Texaco-Gulf y se obligó a la empresa a devolver al Estado 930 000 hectáreas, lo que dio origen a la empresa estatal. Para la gestión de estas actividades se creó en 1972 la Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana (CEPE). Así, por primera vez, el Ecuador pasó a manejar todas las fases de la industria petrolera, incluyendo la exploración y explotación de hidrocarburos. CEPE construyó gran parte de la actual infraestructura petrolera, lo que le permitió descubrir más campos petroleros y producir, refinar, transportar y comercializar derivados. CEPE compró las acciones de Gulf y, posteriormente, se convirtió en el socio mayoritario del consorcio CEPE-Texaco. El 26 de septiembre de 1989 se creó la Empresa Estatal Petróleos del Ecuador (Petroecuador) que asumió la totalidad de las actividades del consorcio CEPE-Texaco, las refinerías de Anglo y Repetrol y el Sistema de Oleoducto Transecuatoriano. Petroecuador amplió la capacidad de operación de las refinerías, el almacenamiento de petróleo y derivados, tanto en las plantas refinadoras como en terminales, e incursionó en la venta de gasolinas al construir la primera gasolinera propia. Petroproducción era la filial de Petroecuador encargada de la fase del upstream, a cuyo cargo constaban varios bloques. Luego de 21 años como empresa estatal, Petroecuador se convirtió en Empresa Pública, mediante la expedición del Decreto Ejecutivo N° 315, en abril de 2010. Seguidamente, mediante Decreto Ejecutivo N° 1351-A, del 2 de enero de 2013, EP Petroecuador experimentó una nueva reestructura, para asumir las operaciones de midstream y downstream (refinación, transporte, almacenamiento y comercialización de hidrocarburos), y traspasar las relacionadas con el upstream a la Empresa Pública Petroamazonas. 4.2.

Petroamazonas

Petroamazonas fue creada inicialmente para asumir la operación y administración del Bloque 15 (Occidental). La compañía extranjera producía cerca del 20 % del crudo extraído del país. Posteriormente expandió sus operaciones con la asignación de los Bloques 7 & 21 (16 de agosto del 2010) a cargo de Perenco y Burlington (luego de la declaratoria de caducidad de los contratos), el Bloque 18 de Petrobras (9 de agosto del 2011) y el Bloque Armadillo (20 de junio de 2012). Mediante Decreto Ejecutivo N° 1351-A, del 2 de enero de 2013, todas las operaciones estatales de upstream, que también eran realizadas por Petroecuador, quedaron consolidadas en la Empresa Pública Petroamazonas EP.

Petroamazonas operó 22 bloques, 19 ubicados en la Cuenca Oriente del Ecuador y 3 en la zona del Litoral. El último Bloque adjudicado a su operación fue el Campo Bermejo, Bloque 49, que se incorporó a la estatal petrolera el 1 de agosto de 2019. Posteriormente, mediante Decreto Ejecutivo N° 1221 de 7 de enero de 2021, el presidente de la República, Lenín Moreno, determinó la fusión por absorción de Petroamazonas a EP Petroecuador en una sola empresa petrolera, la que actualmente en la única NOC que realiza actividades de exploración y explotación de hidrocarburos. La decisión de fusionar ambas empresas públicas responde únicamente a la necesidad de optimizar recursos públicos dada la ajustada situación fiscal del país y la redundancia en posiciones laborales en cada empresa pública. Este proceso, incluyendo su financiamiento, fue además resultado de una consultoría realizada por el BID. 4.3.

Contratos de Servicios Integrados (Campos Maduros)

El protagonismo que tuvo la NOC en la segunda década del milenio fue crucial, sobre todo para conseguir una producción de aproximadamente el 75% del crudo nacional total. Los bloques petrolíferos más productivos se encuentran en el noreste del país, siendo Shushufindi, Libertador, Sacha, Auca, Lago Agrio, Cuyabeno y otros, de los campos más antiguos y productivos, operados por la NOC; es decir, se trata de campos maduros estimados como las “Joyas de la Corona”. Adicionalmente, en los últimos años ha sido el ITT el proyecto insignia de la empresa pública. En enero de 2012, con el fin de impulsar la producción, bajo la modalidad de contratos de servicios específicos con financiamiento de la Contratista, Petroecuador firmó dos contratos de producción incremental para los campos Shushufindi y Libertador con dos consorcios de empresas petroleras (grupo Schlumberger y grupo Tecpetrol). Estas empresas invirtieron más de 380 millones de dólares para extraer más de 14 millones de barriles de petróleo a lo largo de 15 años. El Contrato Shushufindi abrió el camino a un nuevo modelo de negocio que permitió nuevas inversiones. Este tipo de contratación es diferente de un modelo tradicional de E&P, como se ha explicado en este reporte. A través de esta modalidad, el contratista financia a la compañía estatal a través de la ejecución de las actividades contractuales necesarias para incrementar la producción, asumiendo a su costo y riesgo los resultados de estas. La NOC paga al contratista una tarifa con respecto a cada barril incremental extraído del yacimiento. Sin embargo, arribar a dichos contratos no fue tarea fácil. La repotenciación de los denominados campos maduros se estableció como política petrolera del gobierno del expresidente Rafael Correa desde el año 2007. A partir del año 2010, toma mayor fuerza cuando se califica como “prioridad estratégica” el desarrollo de los campos maduros y se encarga a Petroecuador el inicio de un proceso de selección de contratistas que permitan la optimización de los niveles de producción.

Se debe indicar que el Estado no propició mayores rondas petroleras pues su intención no era permitir que otras operadoras entren en la modalidad de contratos de participación, sino favorecer contratos de prestación de servicios donde el Estado fuera quien se beneficiara en mayor medida por no compartir los beneficios del upside de los precios del petróleo. Como se ha visto de los resultados de la década 2010 – 2020, estos contratos probaron ser muy rentables para la NOC (y por extensión para el Estado), en especial durante los años que los precios del petróleo fueron altos. Se generaron grandes inversiones privadas en los campos de las NOCs y el incremento de la producción fue notorio. Se debe considerar que la inversión privada en el sector petrolero era muy reducida desde el año 2007. En el 2011 la renegociación de los contratos petroleros con el Estado (no la NOC) para que adopten la modalidad modificada de prestación de servicios para la exploración y explotación mejoró de cierta manera los niveles de inversión. Esto, toda vez que se les requirió a las compañías la realización de actividades comprometidas en los respectivos Planes de Actividades de cada contrato. Por ello, no existía precedente alguno de inversiones de riesgo por cuenta de empresas privadas dentro de campos del Estado, operados por la NOC, como corresponde al modelo de los contratos de servicios específicos integrados con financiamiento de la contratista. Fue decisiva la inversión privada para estos campos operados por la NOC. Para mayor referencia, por ejemplo, en el caso específico del campo Shushufindi, y de forma similar para casi todos los campos de Petroecuador, la historia evidencia una operación irregular, con periodos de inversión y otros de desatención, con infraestructura obsoleta e inconsistentes prácticas operacionales. Posteriormente en el 2014, con los precedentes de los contratos de Shushufindi y Libertador, la NOC realizó la adjudicación de 17 campos maduros, dentro de la denominada Ronda Campos Maduros, divididos en seis grupos con el objetivo de elevar el factor de recobro en campos que fueron explotados por más de 30 años. Asimismo, el modelo que se empleó fue (una versión modificada de) el de servicios específicos integrados con financiamiento de la contratista y captó una inversión total estimada de 2.120 millones de dólares.13 Los contratos fueron adjudicados a consorcios conformados por empresas como: Schlumberger, Sinopec; Sertecpet (Ecuador), Montecz (Colombia), Edinpetrol (Colombia), YPF y Halliburton. En la actualidad estos contratos han sufrido varias reformas en su estructura y sus niveles de inversión se han reducido significativamente. En diciembre de 2015, la NOC suscribió con el grupo Schlumberger otro contrato de servicios específicos integrados con financiamiento de la contratista. El acuerdo de 20 años compromete a la 13

Ver más en Petroamazonas EP capta inversiones por USD 2.120 millones para el Estado ecuatoriano, para el manejo de campos maduros en producción, https://www.petroamazonas.gob.ec/wpcontent/uploads/downloads/2014/10/Petroamazonas-EP-capta-inversiones-por-USD-2.120-millones-para-elEstado-ecuatoriano-para-el-manejo-de-campos-maduros-en-producci%C3%B3n2.pdf

compañía privada a invertir 4.900 millones de dólares entre inversiones y gastos operativos en medidas de mejorar la producción en el Bloque 61 (Auca), situado en la Amazonia ecuatoriana. En diciembre de 2017, la NOC lanzó la Ronda de Campos Menores, bajo la modalidad de contratos de servicios específicos integrados con financiamiento de la contratista. Compañías como SEA Ecuador, CNPC, Vinccler C.A. y Cementaciones Petroleras Venezolanas se adjudicaron los contratos de 7 bloques en las regiones de Orellana y Sucumbíos, con una tarifa indexada al WTI. Si bien se esperaba que la inversión total entre 2018 y 2020 sea de 696 millones de dólares, la ejecución de estos contratos ha sido irregular y no se han presentado los resultados esperados en cuanto a inversiones y producción. En mayo de 2018, la NOC convocó la Ronda “Oil & Gas" para la adjudicación de contratos de servicios específicos integrados con financiamiento de la contratista. Como resultado, se celebraron 4 contratos, con tarifa indexada al WTI, para la explotación de los campos de crudo de CuyabenoSansahuari, Yuralpa, Oso y Blanca-Vitina. La NOC estimó que la inversión total entre 2019 y 2021 sería de aproximadamente 728 millones de dólares. Lamentablemente, varios factores han incidido en que las inversiones y producciones estimadas no se hayan cumplido en la forma planificada. Inversiones privadas bajo NOC Ronda

Inversión (USDMM)

Shushufindi y Libertador

380

Campos Maduros

2.120*

Auca

4.900

Campos Menores

696**

Oil & Gas

728**

* Las inversiones comprometidas se redujeron significativamente. La caída de los precios del petróleo y ciertos incumplimientos de Petroamazonas incidieron en la modificación del alcance y estructura de los contratos. ** Las inversiones estimadas no se han ejecutado conforme lo planificado por diversas razones.

Para mayor referencia, a continuación se resumen en una línea de tiempo los contratos de servicios específicos que suscribe la NOC:

Ago 2002 (como se enmendó en 2006) / Enap Sipec (MDC y PBH)

4.4.

Oct 2008 / Ivanhoe (Pungarayacu Field)

Sep 2009 / ORN (Campo Sacha)

Jun 2012 / Consorcio Shushufindi & Pardaliservices

Oct 2014 / Contrato de Campos Maduros • Renegociación en abril de 2015 y marzo de 2016.

Dic 2015 / Shaya Ecuador

Feb 2018 / Campos menores

2018 Ronda Oil & Gas

Ronda Intracampos

Se debe anotar que en el año 2019 el Estado Ecuatoriano (a través del MERNNR) marcó una tendencia importante con el regreso de los Contratos de Participación (PSC) después de más de 10 años de tener exclusivamente contratos de servicios de E&P. El MERNNR adjudicó 7 PSC a empresas nacionales e internacionales durante la Ronda Intracampos. Se debe considerar que el cambio de política hacia el contrato de participación tenía como motivación (i) incentivar las inversiones extranjeras, (ii) propiciar la exploración petrolera para incrementar reservas, (iii) compartir el riesgo del precio internacional del petróleo entre el Estado y la contratista, (iv) hacer más competitivo el modelo contractual frente a otros países y especialmente frente a la utilización del contrato de prestación de servicios. A la presente fecha ningún contrato de participación ha recibido las respectivas licencias ambientales para realizar sísmica, mucho menos pozos exploratorios. Por consiguiente, no se puede evidenciar la producción petrolera resultante de dichos contratos. En el Anexo 4 se incluye un listado histórico de las rondas petroleras convocadas por el Estado.

5. Prospectiva y posibilidades Se debe señalar que la industria petrolera del país se desarrolla principalmente en la Cuenca del Oriente. La mayor parte de las reservas del país, la producción y el potencial de exploración se concentran en esta Cuenca. Son pequeñas las cantidades de crudo se producen en las zonas costeras y mínima producción comercial de gas que se produce costa afuera al suroeste del país. Es evidente que Ecuador no ha realizado suficientes campañas de exploración en el área offshore ni en la Cuenca Sur Oriente del país. 5.1.

Producción

EP Petroecuador (resultado de la fusión entre PETROAMAZONAS EP y EP PETROECUADOR) es la única empresa ecuatoriana dedicada a la exploración y producción de hidrocarburos, como se ha visto a lo largo de este reporte, con una producción de aproximadamente el 75% del crudo nacional. Las compañías privadas cuentan con una participación del 25% restante. No se visualiza una reversión de esta tendencia en el corto plazo.

5.2.

Proyección de desarrollo de campos

Si bien la incorporación del contrato de participación conlleva un incentivo natural para que existan nuevas inversiones privadas en el sector de los hidrocarburos, a la presente fecha no puede medirse su efectividad, pues estos no han logrado el cumplimiento de sus programas exploratorios y no han entrado en producción. No obstante lo anterior, es esperable que este tipo de contratos atraigan más interés para futuras rondas licitatorias de parte de las empresas internacionales, en comparación a los contratos de prestación de servicios para la exploración y explotación. Ecuador tiene el desafío de continuar con el desarrollo del ITT (ubicado en la zona más biodiversa del mundo en la Amazonía ecuatoriana) para incrementar su producción. Para estos efectos se deberá superar un gran debate nacional y asegurarse de contar con uno o más socios estratégicos de primer orden mundial, que garanticen las mejores prácticas en el cuidado del medio ambiente. Asimismo, Ecuador deberá decidir si opta por ampliar sus horizontes petroleros hacia el Sur Oriente y/o si busca una nueva campaña exploratoria offshore o si incluso retoma los estudios para el desarrollo de campos de petróleo extrapesado. Muchos de estos proyectos dependerán del comportamiento de los mercados internacionales y los precios del petróleo en el largo plazo. En todo caso, en el corto plazo, Ecuador todavía presenta múltiples oportunidades en sus campos tradicionales y en áreas limítrofes con dichos campos. La geología del territorio ecuatoriano continúa siendo generosa y permitiendo que los grandes campos “joyas de la corona” sigan identificando nuevas oportunidades para su desarrollo. Debe notarse que si bien en ciertos momentos los contratos de prestación de servicios trajeron considerables ventajas económicas para el Estado (pues está protegido del riesgo de la caída del precio intencional del crudo), en comparación a los contratos de participación, a largo plazo han demostrado un desincentivo para inversiones adicionales de parte de las empresas petroleras privadas. En este contexto, todo indica que el desarrollo de nuevos campos contará con la participación de empresas privadas, a través de nuevas rondas de contratos de participación.

5.3.

Mercado interno

En cuanto al porcentaje de las necesidades de productos petroleros que Ecuador se abastece con la producción nacional, el plan estratégico de negocios de EP PETROECUADOR (2018 a 2021) indica que es de aproximadamente 52%. Esta tendencia se mantendrá y se espera que Ecuador continúe exportando la mayoría de su producción de petróleo, y a la vez importando derivados de hidrocarburos, debido a su limitada capacidad de refinación. 5.4.

Marco Institucional

En el siguiente cuadro se presenta a los actores más relevantes del marco institucional: Actor Presidencia de República

Ministerio de Energía y Recursos Naturales no Renovables

Relacionamiento Articulación de las políticas para el desarrollo de las actividades del sector de Hidrocarburos. Máxima autoridad del sector Incluye a la ex Secretaría de Hidrocarburos

Ministerio de Economía y Finanzas

Coordinación y cumplimiento del ciclo presupuestario.

Asignación y transferencia de los recursos presupuestarios de las empresas públicas.

Ministerio del Ambiente y Agua MAAE

Aplicación de las políticas ambientales para garantizar el desarrollo sostenible de los recursos naturales estratégicos.

Implementación de las políticas, estrategias y planes que permitan una gestión integral e integrada de los Recursos Hídricos en las Cuencas Hidrográficas

Rol del Actor Aprobar y emitir las políticas y lineamientos del sector de hidrocarburos. Está a cargo de la ejecución de las políticas del sector. Es la contraparte del Estado en todos los contratos petroleros. El ministro participa en los directorios de las empresas públicas y generalmente los preside. Dictar normas, manuales, instructivos, directrices, y otros instrumentos de cumplimiento obligatorio para el funcionamiento del Sistema Nacional de Finanzas Públicas. Aprobar el presupuesto institucional y seguimiento a su ejecución. Ejecutar incrementos /disminuciones al presupuesto institucional. Emitir políticas y lineamientos de la gestión ambiental. Articular la gestión ambiental en territorios donde se realizan actividades para el desarrollo del sector de hidrocarburos. Emisión de licencias ambientales. Articular la gestión del derecho al acceso al agua en territorios donde se realizan actividades hidrocarburíferas. Emisión de autorizaciones administrativas para el uso del agua.

Agencia de Regulación y Control de Energía y Recursos Naturales No Renovables (ARC)

Seguimiento a la regulación y control de actividades hidrocarburíferas.

EP Petroecuador

Desarrollo de las actividades hidrocarburíferas a nivel nacional. Es la empresa estatal histórica del Ecuador. Actualmente es la única NOC de hidrocarburos.

Garantizar el aprovechamiento óptimo de los recursos hidrocarburíferos mediante la efectiva regulación y el oportuno control de las operaciones y actividades relacionadas. Ejecutar las fases de exploración y explotación de los hidrocarburos; así como del transporte, almacenamiento, refinación, comercialización interna y externa de crudo, derivados y gas natural.

6. Comparación entre Modelo Ecuatoriano y Modelo Peruano. Hacemos notar que el siguiente análisis no constituye una opinión legal respecto de la legislación peruana, respecto a la cual no estamos habilitados para emitir criterios de orden legal. 6.1.

Comparación general de aspectos relevantes de las industrias petroleras

Aspecto Entidad rectora de la política hidrocarburífera Entidad adjudicante NOC Principales Operadoras

Bloques operados por la NOC Proceso para adquisición de contratos de upstream

Propiedad del crudo

Contratos

Ecuador Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables. Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables. EP Petroecuador EP Petroecuador, Pluspetrol, Repsol, Enap Sipetrol, Andes Petroleum (CNPC), Orion Oil 22 Se debe pasar por un proceso obligatorio de licitación. Por excepción, los contratos pueden adjudicarse directamente (sin licitación) a las NOCs internacionales. Pertenece al Estado y su explotación le corresponde al Estado. De manera excepcional puede delegarse a la iniciativa privada. Contratos de Asociación, Contratos de Participación (PSC), Contratos de Servicios de Exploración y Explotación, y Contratos de Servicios Específicos

Perú Ministerio de Energía y Minas Perupetro Petroperú SA Pluspetrol, Repsol, Hunt Oil and CNPC. 0 Previa negociación directa o por convocatoria.

Pertenece al Estado. Puede delegarse a empresas privadas, conforme a las normas aplicables.

Contratos de Licencia y Contratos de Servicios.

Plazos contractuales para E&P

(no son propiamente contratos de Upstream). El período de exploración es de 4 años, prorrogable por 2 años. El período de explotación es de 20 años, prorrogable a criterio del Estado.

Retención Terminación unilateral

6.2.

Sí aplica bajo causales señaladas en la ley. Las causas están expresamente señaladas en la ley (caducidad) para la terminación unilateral sin indemnización.

La fase de exploración es de 7 años, prorrogable excepcionalmente hasta por 3 años. La fase de explotación (para crudo) es de 30 años desde la fecha efectiva del contrato. Sí aplica bajo causales señaladas en la ley. Las causas no están expresamente señaladas en la ley.

Comparación de las principales modalidades contractuales en Ecuador y Perú

Como se ha visto, en Ecuador la Ley de Hidrocarburos regula la industria de petróleo y gas; contiene la legislación básica para todos los diferentes tipos de contratos que se celebrarán con el Estado, la terminación de los contratos, los ingresos estatales y los términos fiscales, el transporte, la comercialización, las exportaciones, la distribución y comercialización, entre otras disposiciones. Como se mencionó, en Ecuador las modalidades contractuales actualmente en ejecución en Ecuador son el Contrato de Prestación de Servicios y el Contrato de Participación, ambos los cuales se suscriben con el Estado, y los Contratos de Servicios Específicos que se suscriben con la NOC. La selección de la modalidad contractual que se suscriba en el Ecuador ha sido consecuencia de la variación del precio del barril en los mercados internacionales y la política petrolera de turno. Por su parte, en Perú las principales modalidades contractuales constan bajo la Ley Orgánica de Hidrocarburos14 (LOH). De una revisión preliminar de esta normativa se evidencia que es el Estado quien otorga a PERUPETRO S.A. el derecho de propiedad sobre los hidrocarburos extraídos para el efecto de que pueda celebrar contratos de exploración y explotación o explotación de éstos. Asimismo, el derecho de propiedad de PERUPETRO S.A. sobre los hidrocarburos extraídos será transferido a los licenciatarios al celebrarse los contratos de licencia.15 Para mayor referencia, la norma determina que existen principalmente dos tipos de contratos: a) de Licencia y b) de Servicios:16 Bajo el Contrato de Licencia el Contratista obtiene la autorización de explorar y explotar o explotar hidrocarburos en el área de contrato; en mérito del cual PERUPETRO S.A. transfiere el derecho de 14

Ley Orgánica de Hidrocarburos (LOH) del Perú, obtenida de: http://www2.osinerg.gob.pe/MarcoLegal/pdf/LEYOH-%2026221.pdf 15 Art. 8, LOH. 16 Art. 9, LOH.

propiedad de los hidrocarburos extraídos al contratista, quien debe pagar una regalía en efectivo (a precios internacionales de acuerdo a mecanismos de valorización y de pago que se establecerán en cada Contrato) al Estado en función a la producción fiscalizada de hidrocarburos obtenida del área del contrato. Por su parte, bajo el Contrato de Servicios, el contratista tiene la autorización para llevar a cabo actividades de exploración y explotación o explotación de hidrocarburos en el área de contrato, recibiendo el contratista una retribución en función a la producción fiscalizada de hidrocarburos obtenida del área del contrato y entregada en el punto determinado por las partes. El pago bajo la modalidad de servicios se lo realiza conforme se acuerde en cada contrato, por lo cual el pago en especie es posible. Conforme a la norma de la materia del Perú, por Decreto Supremo se deben dictar las normas que regulen la aplicación de la regalía (contrato de licencia) y retribución (contrato de servicios), en base a una escala variable la cual estará en función de factores técnicos y económicos que permitirá determinar los porcentajes de la regalía y retribución en todo el territorio nacional; en cada contrato, se aplicará el porcentaje de regalía y retribución que corresponda. Así las cosas, conceptualmente, los contratos de servicios que se suscriben con los Estados (tanto de Perú y Ecuador) tienen cierta similitud. Los Estados otorgan una autorización a la Contratista de Servicios para que realice actividades de exploración y explotación de hidrocarburos en el área de Contrato, recibiendo el Contratista una retribución en función de la producción fiscalizada proveniente del campo que es entregada en un punto acordado por las partes. Es decir, el crudo no pasa a propiedad de las Contratistas. Ahora bien, una notable diferencia respecto de estos contratos de servicios bajo la normativa del Ecuador, es que de los ingresos provenientes de la producción correspondiente al área objeto del contrato, el Estado se reserva el 25% de los ingresos brutos como margen de soberanía. Adicionalmente, del valor remanente, se cubren los costos de transporte y comercialización en que incurre el Estado y, una vez realizadas estas deducciones, se cubre la tarifa por los servicios prestados. Por lo tanto, puede ocurrir (como en efecto ocurre en la práctica) que el ingreso disponible no sea suficiente para el pago de la tarifa a la contratista y en tal caso la diferencia será acumulada sucesivamente durante el plazo de vigencia del contrato. Si bien la Ley de Hidrocarburos no lo señala, pero todos los contratos de servicios suscritos con el Estado contienen una cláusula por la cual cualquier diferencia trasladada, originada por insuficiencia del ingreso disponible que no haya sido pagada por el Estado hasta la finalización del plazo contractual, se extinguirá y no será pagada a la contratista, quedando el Estado automáticamente liberado de esta obligación de pago (carry forward con extinción). Se debe anotar que conforme a la normativa peruana,17 los contratos de servicios como los de licencia se rigen por el derecho privado. En contraste, los contratos petroleros bajo normativa del Ecuador se los considera como contratos de derecho público, cuyas características, entre otras, es la posibilidad 17

Art. 12, LOH.

del ejercicio de cláusulas exorbitantes por parte del Estado como la declaración unilateral de caducidad bajo las causales taxativas que existen en la Ley de Hidrocarburos. Existen diferencias notorias en relación con contrato de participación (Ecuador) y de licencia (Perú). Bajo el contrato de licencia la contratista se hace de la totalidad de los hidrocarburos explotados a cambio de una regalía que paga al Estado. En cambio, bajo el contrato de participación, la contratista no se hace de la totalidad de hidrocarburos que extrae sino exclusivamente del porcentaje que corresponde a su participación, ajustada por factores como: calidad del crudo, volumen del crudo producido, precio de referencia y ajuste soberano. El resto de la participación le corresponde al Estado. Como norma general del Ecuador, a diferencia del Perú, el Estado debe participar en los beneficios del aprovechamiento de los recursos de los hidrocarburos en un monto que en ningún caso será inferior a los de la contratista que los explota. Por todo lo anterior se puede indicar que: •

Son fortalezas del sistema de contratación del Ecuador: (i) el reciente uso de contratos de participación que estimulan la inversión en exploración; (ii) el papel protagónico de la NOC; (iii) la modalidad ampliamente utilizada de contratos de servicios específicos integrados con financiamiento de la contratista que se suscribe con la NOC.

Son fortalezas del sistema de contratación del Perú: (i) mayor seguridad jurídica; (ii) inexistencia de selección coyuntural de modalidades contractuales según el precio del petróleo en mercados internacionales; (iii) los contratos de servicios como los de licencia se rigen por el derecho privado (no son contratos de derecho público); (iv) el contrato de licencia da el upside al contratista para que se beneficie de los precios internacionales del petróleo.

7. Conclusiones / Reflexiones a) El modelo de contratación petrolera del Ecuador ha variado significativamente a lo largo del tiempo. La selección de modelos contractuales para el Ecuador ha venido determinada principalmente por los precios del crudo en los mercados internacionales y la política del gobierno de turno. b) Mientras los precios del petróleo eran bajos, el Estado del Ecuador estuvo de acuerdo y fomentó la suscripción de contratos de participación que auspician las inversiones de riesgo de las compañías operadoras. Cuando los precios del petróleo se incrementaron internacionalmente, el Estado optó por, inclusive de manera arbitraria, renegociaciones y adoptar la modalidad actual de prestación de servicios, donde existe el pago de una tarifa por barril producido. c) Los contratos de prestación de servicios de E&P han generado en épocas de precios altos, enormes beneficios para el Estado. Tienen una aplicación práctica en campos en producción, pero no tienen los suficientes incentivos para que sean utilizados en áreas de exploración de

hidrocarburos. Los contratos de prestación de servicios de E&P no son preferidos por la mayoría de las compañías operadoras internacionales. d) El modelo de los contratos de servicios de E&P desalienta a invertir en exploración pues la contratista solamente presta un servicio y por este recibe una tarifa fija por cada barril producido. Por ende, no puede beneficiarse del upside de dicho barril en los mercados internacionales, al no ser la contratista dueña de los barriles producidos, a diferencia del contrato de participación (en el porcentaje que corresponda a la contratista). Por lo tanto, los riesgos de la exploración no se compensan adecuadamente con el pago de una tarifa. e) Desde 2007, en Ecuador la NOC ha sido el principal actor en las actividades de E&P, en gran parte, debido a la terminación de los Contratos de OXY, Perenco y Petrobras, así como también debido a nuevas inversiones en campos maduros a cargo de las principales empresas de servicios petroleros. f)

Desde 2010 y por casi 10 años el modelo de Contrato de Servicio para las actividades de E&P fue el único acuerdo disponible para las compañías privadas, lo que desencadenó, como alternativa inédita, el desarrollo de contratos híbridos de servicio específicos integrados para algunas actividades de E&P en los campos maduros de la NOC.

g) Ecuador, a consecuencia de haber favorecido los contratos de prestación de servicios de E&P, no ha invertido en exploración durante varios años. Las nuevas campañas de exploración se realizarán recién con la Ronda Intracampos. No se ha descubierto ningún campo significativo durante varios años ni se ha desarrollado ningún nuevo horizonte, como la Región Sudeste, Gas en la Costa, Crudo Pesado en Pungarayacu, Pre-Cretácico EOR o IOR. h) Ecuador tuvo importantes reservas probadas no desarrolladas por varias décadas. Los campos maduros han permitido el acceso a reservas cercanas muy importantes como Shushufindi y Sacha, a cargo de la NOC. Adicionalmente la NOC en los últimos años accedió al desarrollo del campo ITT en la frontera con Perú. Las reservas del ITT se incrementaron como consecuencia de estudios adicionales que se han realizado. Se debe indicar que estos campos son producidos por autorización del Estado a la NOC, es decir no han sido delegados a la iniciativa privada para su operación. Así entonces, el Estado no ha suscrito contratos de E&P para el desarrollo de dichos campos. i)

El modelo ecuatoriano resulta muy particular y de difícil reproducción. En el Ecuador, factores como la terminación de algunos contratos de operadoras privadas que tenían considerable producción, la subida del precio internacional del crudo y la presencia incuestionable de la NOC (con su producción del 75% nacional), propició que el Ecuador pueda obtener ventajas económicas del aprovechamiento de los hidrocarburos.

No obstante, el modelo de contratación ecuatoriano también ha traído desventajas a la inversión extranjera por la falta de claridad, certeza y seguridad jurídica asociada a los constantes cambios normativos, así como desincentivos para la exploración de recursos. j)

La producción del Ecuador a cargo de la empresa pública se ha mantenido relativamente constante en la última década con una tendencia a la baja en el último año, haciendo indispensable la búsqueda de financiamiento y una mayor participación de las empresas privadas. En efecto, la empresa petrolera emitió bonos garantizados por el Estado en los mercados internacionales el 6 de noviembre de 2017 por un monto principal agregado de $ 300 millones. En 2020, Petroamazonas recibió una aceptación del 98,91% de los tenedores de bonos de deuda para que se le permita diferir el pago del capital al 2021, aunque los intereses generados por dichos bonos si se cumplan en el 2020. ***

Quedamos a su entera disposición en caso de tener cualquier duda o comentario sobre el contenido de este documento. El presente informe se efectúa únicamente en base al requerimiento efectuado por el Cliente y tiene por propósito referirse a cuestiones jurídicas, de conformidad con la legislación aplicable en el territorio ecuatoriano. En caso de constar aspectos de naturaleza económica, financiera o comercial, estos han sido elaborados de manera informativa en base a documentación e información oficial con la que se cuenta y se ha podido tener acceso y según el mejor conocimiento de la firma.

Atentamente,

Andrés Donoso Fabara ROBALINO ABOGADOS

Anexo 1 ARBITRAJES PETROLEROS CONTRA EL ECUADOR A continuación se detallan algunos arbitrajes que han sido iniciados con relación a contratos de hidrocarburos y/o de inversiones contra el Ecuador:

Compañía Oxy II

Tipo de Arbitraje Inversión

City Oriente

Inversión

Murphy I

Inversión

Burlington

Inversión

Perenco

Inversión

Repsol 2

Contractual

Murphy II

Inversión

Murphy III

Inversión

Fecha Inicio 17-may06

Fecha Finalización 2-nov-15

CIADI

10-oct-06

12-sep-08

CIADI

15-abr-08

15-dic-10

CIADI

$ 337.977.184,51

21-abr-08

1-dic-17

CIADI

$ 471.820.400,00

30-abr-08

27-dic-19

CIADI

9-jun-08

9-feb-11

CIADI

30-dic-10

15-mar-16

CNUDMI

30-sep-11

10-feb-17

CNUDMI

Estatus

Laudo

Concluyó parcialmente a favor de la Compañía Concluyó mediante arreglo Concluyó parcialmente a favor del Estado Concluyó mediante arreglo. Parcialmente a favor del inversor Parcialmente a favor de la compañía. Pendiente la decisión de nulidad Concluyó mediante arreglo Concluyó a favor del Estado Concluyó parcialmente a favor del inversor. Hubo un arreglo una vez dictado el laudo

$ 1.061.000.000,00

$ 68.959.654,00

$ 19.971.309,00

Reglas

Ecuador TLC II

Contractual

Repsol 3

Contractual y de inversión

Concluyó a favor del inversor. Hubo un arreglo una vez dictado el laudo Concluyó mediante arreglo

$ 507.746.745,07

26-feb-14

16-ene-18

CNUDMI

6-dic-18

CNUDMI

Anexo 2 BLOQUES Y CONTRATOS PETROLEROS EN ECUADOR Número de Bloque

Nombre del Bloque

Compañía

Autorización Estatal 1 5 6 7 11 12 15 18 21 31 43 44 48 49 55 56 57 58 59 60 61 74 75 2 10 14 17 16 67 28 45 46 47

Pacoa PETROAMAZONAS EP Rodeo PETROAMAZONAS EP Amistad PETROAMAZONAS EP Coca-Payamino PETROAMAZONAS EP Lumbaqui PETROAMAZONAS EP Edén-Yuturi PETROAMAZONAS EP Indillana PETROAMAZONAS EP Palo Azul PETROAMAZONAS EP Yuralpa PETROAMAZONAS EP Apaika-Nenke PETROAMAZONAS EP ITT PETROAMAZONAS EP Pucuna PETROAMAZONAS EP Punino PETROAMAZONAS EP Bermejo PETROAMAZONAS EP Armadillo PETROAMAZONAS EP Lago Agrio PETROAMAZONAS EP Libertador PETROAMAZONAS EP Cuyabeno-Tipishca PETROAMAZONAS EP Vinita PETROAMAZONAS EP Sacha PETROAMAZONAS EP Auca PETROAMAZONAS EP Bloque 74 PETROAMAZONAS EP Bloque 75 PETROAMAZONAS EP Contrato de Servicios E&P Gustavo Galindo PACIFPETROL Villano PLUSPETROL ECUADOR B.V Nantu PETROORIENTAL S.A. (CNPC / SINOPEC) Hormiguero CONSORCIO PETROLERO BLOQUE 17 Iro REPSOL ECUADOR S.A. Tivacuno REPSOL ECUADOR S.A. Mirador CONSORCIO BLOQUE 28 Puma CAMPO PUMA ORIENTE S.A. MDC ENAP SIPETROL S.A. PBHI ENAP SIPETROL S.A.

52 53 54 66 64 65 62

Ocano-Pena Blanca Singue Eno-Ron Tiguino Palanda-Yuca Sur Pindo Tarapoa

ORION ENERGY OCANO PB S.A. GENTE OIL ECUADOR PTE. LTD. ORIONOIL ER S.A. PETROBELL INC. CONSORCIO PALANDA-YUCA SUR CONSORCIO PETROSUD-PETRORIVA ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD. (CNPC / SINOPEC) 79 Bloque 79 ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD. (CNPC / SINOPEC) 83 Bloque 83 ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD. (CNPC / SINOPEC) Contrato de Participación 50 Charapa GRAN TIERRA ENERGY COLOMBIA LLC. 51 Chanangue GRAN TIERRA ENERGY COLOMBIA LLC. 89 Iguana GRAN TIERRA ENERGY COLOMBIA LLC. 88 Perico FRONTERA ENERGY COLOMBIA CORPGEOPARK PERU S.A.C. 92 Espejo GEOPARK PERU S.A.C.- FRONTERA ENERGY COLOMBIA CORP 91 Arazá Este PETROLEOS SUD AMERICANOS DEL ECUADOR. PETROLAMEREC 90 Sahino PETROLEOS SUD AMERICANOS DEL ECUADOR. PETROLAMEREC Bloques No Asignados 3, 4, 20, 22, 29, 39, 40, 70, 71, 72, 73, 76, 77, 78, 80, 81, 82, 84, 84, 85, 86, 87, 93

Anexo 318 DETALLE REFERENCIAL DE IMPUESTOS EMPRESAS PETROLERAS Impuestos a la Actividad Hidrocarburífera A la Renta de Empresas Petroleras de Prestación de Servicios A la Renta de Empresas Petroleras de Contratos de Servicios Específicos Otros Impuestos a la Actividad Hidrocarburífera Impuestos a la Actividad Hidrocarburífera A la Renta de Empresas Petroleras de Prestación de Servicios A la Renta de Empresas Petroleras de Contratos de Servicios Específicos Otros Impuestos a la Actividad Hidrocarburífera Impuestos a la Actividad Hidrocarburífera A la Renta de Empresas Petroleras de Prestación de Servicios Adicional por Barril de Crudo Exportado Impuestos a la Actividad Hidrocarburífera A la Renta de Empresas Petroleras de Prestación de Servicios Adicional por Barril de Crudo Exportado Impuestos a la Actividad Hidrocarburífera Impuesto a la Renta de Empresas Petroleras Impuesto a la Renta de Empresas Petroleras de Prestación de Servicios Adicional por Barril Exportado Gravamen a la Tarifa de Oleoducto A la facturación de las empresas nacionales y extranjeras de prestación de servicios a Petroecuador A la facturación de la empresa nacional de petróleos ENAP SIPEC por contratos de servicios específicos A la facturación de la empresa Repsol YPF Área Tivacuno por contratos de servicios específicos Impuestos a la Actividad Hidrocarburífera Impuesto a la Renta de Empresas Petroleras de Prestación de Servicios Adicional por Barril de Crudo Exportado Gravamen a la Tarifa de Oleoducto A la facturación de las empresas nacionales y extranjeras de prestación de servicios a Petroecuador 18 19

2004 11.821.803,73 82.371,68 26.709,10 2005 18.902.973,11 96.937,40 23.411,88 2006 12.791.286,95 23.126,61 200719 9.997.834,37 12.269,86 2010 24.898,21 10.146.645,06 6.906,03 3.859.789,52 21.740.940,22 1.761.864,84 521.592,15 2011 4.719.738,96 3.544,56 3.924.270,79 13.191.815,44

Obtenido de https://www.finanzas.gob.ec/biblioteca/ No se dispone de información de los años 2008 y 2009.

A la Renta de la Empresa Nacional de Petróleos Enap Sipec por contratos de servicios específicos A la Renta de la Empresa Repsol YPF Área Tivacuno por contratos de servicios específicos A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Agip Ecuador Oil B.V. Bloque 10 A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Andes Petroleum Bloque Tarapoa A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Enap-Sipec Bloque Mauro Dávalos Cord. A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Enap-Sipec Bloques Paraíso, Biguno A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Petroriental Bloque 14 A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Petroriental, Bloque 17 A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Repsol YPF Bloque 16 y Bogi Capirón A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Petrobell Campo Tiguino A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Pacifipetrol Campo Gustavo Galindo A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Pegaso Campo Puma A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Petro Sudamericanos Campo Palanda Yuca A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Petro Sudamericanos Campo Pindo A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Tecpetroecuador Campo Bermejo Rayo A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Repsol YPF Campo Tivacuno Impuestos a la Actividad Hidrocarburífera Gravamen a la Tarifa de Oleoducto A la facturación de las empresas nacionales y extranjeras de prestación de servicios a Petroecuador A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Agip Ecuador Oil B.V. Bloque 10 A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Andes Petroleum Bloque Tarapoa A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Enap-Sipec Bloque Mauro Dávalos Cord. A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Enap-Sipec Bloques Paraíso, Biguno

386.364,98 138. 665,06 15.952.053,29 33.477.984,33 4.441.162,35 1.184.541,97 5.289.799,43 8.754.274,78 37.351.875,69 2.745.783,06 1.785.577,07 468.447,47 1.388.354,08 3.026.560,94 1.996.079,45 1.820.612,68 2012 4.403.920,00 23.784.842,82 9.126.275,41 21.452.750,51 3.753.925,07 1.822.945,15

A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Petroriental Bloque 14 A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Petroriental, Bloque 17 A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Repsol YPF Bloque 16 y Bogi Capirón A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Petrobell Campo Tiguino A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Pacifipetrol Campo Gustavo Galindo A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Pegaso Campo Puma A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Petro Sudamericanos Campo Palanda Yuca A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Petro Sudamericanos Campo Pindo A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Tecpetroecuador Campo Bermejo Rayo A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Repsol YPF Campo Tivacuno Impuestos a la Actividad Hidrocarburífera Gravamen a la Tarifa de Oleoducto A la facturación de las empresas nacionales y extranjeras de prestación de servicios a Petroecuador A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Agip Ecuador Oil B.V. Bloque 10 A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Andes Petroleum Bloque Tarapoa A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Enap-Sipec Bloque Mauro Dávalos Cordero A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Enap-Sipec Bloques Paraíso, Biguno A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Petroriental Bloque 14 A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Petroriental, Bloque 17 A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Repsol YPF Bloque 16 y Bogi Capirón A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Petrobell Campo Tiguino A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Pacifipetrol Campo Gustavo Galindo A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Pegaso Campo Puma

3.869.606,07 5.997.910,37 23.169.364,91 1.830.060,09 1.258.358,18 630.101,87 1.215.623,01 2.958.334,94 1.670.286,60 2.784.618,18 2013 5.277.799,98 13.189.765,58 9.400.923,37 19.342.596,94 3.398.548,77 826.998,42 4.254.122,60 5.813.746,14 21.578.257,79 1.837.667,33 1.591.661,83 580.626,29

A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Petro Sudamericanos Campo Palanda Yuca A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Petro Sudamericanos Campo Pindo A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Tecpetroecuador Campo Bermejo Rayo A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Repsol YPF Campo Tivacuno A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Interpel Campo Ocano-Peña Blanca Bloque 52 A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios DGC Campo Singue 53 Impuestos a la Actividad Hidrocarburífera Gravamen a la Tarifa de Oleoducto A la facturación de las empresas nacionales y extranjeras de prestación de servicios a Petroecuador A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Agip Ecuador Oil B.V. Bloque 10 A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Andes Petroleum Bloque Tarapoa A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Enap-Sipec Bloque Mauro Dávalos Cordero A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Enap-Sipec Bloques Paraíso, Biguno A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Petroriental Bloque 14 A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Petroriental, Bloque 17 A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Repsol YPF Bloque 16 y Bogi Capirón A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Petrobell Campo Tiguino A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Pacifipetrol Campo Gustavo Galindo A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Pegaso Campo Puma A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Petro Sudamericanos Campo Palanda Yuca Sur A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Petro Sudamericanos Campo Pindo A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Tecpetroecuador Campo Bermejo Rayo A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Repsol YPF Campo Tivacuno

1.608.626,29 2.940.273,11 1.506.595,81 1.320.837,97 29.119,04 129.495,45 2014 6.331.024,80 1.192.130,30 6.548.468,97 19.598.338,41. 3.139.601,85 1.028.591,56 3.695.442,68 4.745.456,52 17.319.729,18 1.475.301,54 1.983.847.77 965.291,77 1.985.436,96 2.914.176,08 1.263.507.36 1.995.127,02

A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Interpel Campo Ocano-Peña Blanca Bloque 52 A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios DGC Campo Singue 53 Impuestos a la Actividad Hidrocarburífera Gravamen a la Tarifa de Oleoducto A la facturación de las empresas nacionales y extranjeras de prestación de servicios a Petroecuador A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Agip Ecuador Oil B.V. Bloque 10 A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Andes Petroleum Bloque Tarapoa A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Enap-Sipec Bloque Mauro Dávalos Cordero A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Enap-Sipec Bloques Paraíso, Biguno Huachito e Intracampos A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Petroriental Bloque 14 A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Petroriental, Bloque 17 A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Repsol YPF Bloque 16 y Bogi Capirón A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Petrobell Campo Tiguino A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Pacifipetrol Campo Gustavo Galindo A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Pegaso Campo Puma A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Petro Sudamericanos Campo Palanda Yuca A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Petro Sudamericanos Campo Pindo A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Tecpetroecuador Campo Bermejo Rayo A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Repsol YPF Campo Tivacuno A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Interpel Campo Eno Ron Bloque 54 A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Interpel Campo Ocano-Peña Blanca Bloque 52 A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios DGC Campo Singue 53 Impuestos a la Actividad Hidrocarburífera Gravamen a la Tarifa de Oleoducto

684.671,99 1.807.592,75 2015 6.781.508,88 850.659,92 6.445.330,69 21.141.730,65 2.680.761,67 1.740.341,12

2.388.042,88 6.070.288,31 9.980.034,41 1.399.869,43 1.074.593,32 298.010,42 1.678.671,96 2.241.515,18 1.227.462,86 4.236.766,99 1.699.656,46 823.188,18 3.841.420,71 2016 5.139.301,28

A la facturación de las empresas nacionales y extranjeras de prestación de servicios a Petroecuador A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Agip Ecuador Oil B.V. Bloque 10 A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Andes Petroleum Bloque Tarapoa A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Enap-Sipec Bloque Mauro Dávalos Cord. A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Enap-Sipec Bloques Paraíso Biguno A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Petroriental Bloque 14 A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Petroriental Bloque 17 A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Repsol YPF Bloque 16 y Bogi Capirón A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Petrobell Campo Tiguino A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Pacifipetrol Campo Gustavo Galindo A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Pegaso Campo Puma A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Petro Sudamericanos Campo Palanda Yuca A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Petro Sudamericanos Campo Pindo A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Tecpetroecuador Campo Bermejo Rayo A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Repsol YPF Campo Tivacuno A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Maroñon-Campo Eno Ron – Bloque 54 A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Interpel Campo Ocano-Peña Blanca Bloque 52 A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios DGC Campo Singue Bloque 53 Impuestos a la Actividad Hidrocarburífera Gravamen a la Tarifa de Oleoducto A la facturación de las empresas nacionales y extranjeras de prestación de servicios a Petroecuador A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Agip Ecuador Oil B.V. Bloque 10 A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Andes Petroleum Bloque Tarapoa

1.564.878,30 9.077.582,52 23.803.773,88 2.888.883,08 3.783.273,78 3.285.882,78 8.088.813.48 12.508.814,28 1.105,414.20 1.327.987,08 243.149,12 1.490.328,98 2.488.173,82 834.119,15 3.443.788.67 3.058.774,25 1.358.242.12 2.754.854,93 2017 4.187.849,66 507.291,68 3.500.000,00 17.985.836,24

A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Enap-Sipec Bloque Mauro Dávalos Cordero A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Enap-Sipec Bloques Paraíso, Biguno Huachito e Intracampos A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Petroriental Bloque 14 A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Petroriental, Bloque 17 A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Repsol YPF Bloque 16 y Bogi Capirón A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Petrobell Campo Tiguino A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Pacifipetrol Campo Gustavo Galindo A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Pegaso Campo Puma A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Petro Sudamericanos Campo Palanda Yuca A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Petro Sudamericanos Campo Pindo A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Tecpetroecuador Campo Bermejo Rayo A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Repsol YPF Campo Tivacuno A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Interpel Campo Eno Ron Bloque 54 A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Interpel Campo Ocano-Peña Blanca Bloque 52 A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios DGC Campo Singue 53 Impuestos a la Actividad Hidrocarburífera Gravamen a la Tarifa de Oleoducto A la facturación de las empresas nacionales y extranjeras de prestación de servicios a Petroecuador A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Agip Ecuador Oil B.V. Bloque 10 A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Andes Petroleum Bloque Tarapoa A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Enap-Sipec Bloque Mauro Dávalos Cord. De Entidades Financieras Públicas A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Petroriental Bloque 14

2.930.328,01 1.987,910,26

2.049.132,70 3.121.814,03 11.100.000,00 1.249.870,53 858.668,17 121.205.48 1.067.121,93 1.622.851,79 840.310,58 1.266.887,09 1.286.112,10 1.572.859,53 3.841.420,71 2018 4.008.208,99 1.205.919,08 9.802.934,90 22.311.882,66 5.078.280,76 3.238.308,83 2.978.210,54

A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Petroriental Bloque 17 A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Repsol YPF Bloque 16 y Bogi Capirón A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Petrobell Campo Tiguino A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Pacifipetrol Campo Gustavo Galindo A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Pegaso Campo Puma A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Petro Sudamericanos Campo Palanda Yuca A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Petro Sudamericanos Campo Pindo A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Tecpetroecuador Campo Bermejo Rayo A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Repsol YPF Campo Tivacuno A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Maroñon-Campo Eno Ron – Bloque 54 A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios Interpel Campo Ocano-Peña Blanca Bloque 52 A la Renta de la Empresa Petrolera de Prestación de Servicios DGC Campo Singue Bloque 53 Impuestos a la Actividad Hidrocarburífera Gravamen a la Tarifa de Oleoducto A la Renta de la Actividades Hidrocarburíferas Impuestos a la Actividad Hidrocarburífera Gravamen a la Tarifa de Oleoducto A la Renta de la Actividades Hidrocarburíferas

4.608.343,16 9.500.000,00 2.133.584,51 1.502.784,55 154.356,06 2.227.905,28 2.700.000,00 1.339.293,19 2.363.121,84 4.430.804,63 1.526.463,74 3.268.183,90 2019 4.079.927,01 76.418.566,54 2020 4.156.335,34 57.135.534,69

Anexo 4 RONDAS PETROLERAS EN ECUADOR Ronda

Empresa

Bloque 15

Primera

Occidental Esso-Hispanoil Belco

1y2

Texaco-Pecten British Petroleum Conoco-NomecoDiamond & Sharmrok Opic Elf Aquitaine, Braspetro y Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF) Petrobrás, Elf Aquitaine y Britoil Teneco-DiamondYukon-Maersk Petrocanadá

6 7

Segunda

Tercera

Cuarta

Quinta

Sexta

Tipo de Contrato Prestación de Servicios

Prestación de Servicios

17 12

Mobil

18 19

abr-85 jun-85 Nov-85 Dic. 1985 1986

abr-87

may-87 Prestación de Servicios

Arco Unocal

Año ene-85

may-87 jun-87

Prestación de Servicios Prestación de Servicios

jun-87 jun-87 1989 1989

Arco-Mobil Cons-Conoco

Santa Fe

1997

Amoco

1997

Triton

1997

1989

Oryx 21

Séptima

Contrato de Participación

1997

City Ramro

Octava

Tripetrol Edc Cgc-San Jorge Arco Oriente

1997

28 3

1997 1997

23 24

Contrato de Participación

oct-97 nov-97

Pérez Companc Novena

Se declaró desierta Consorcio Dgc

Décima

Décima Primera (Ronda Suoriente) Décima Segunda (Ronda Intracampos)

dic-97 Contrato de Participación

Singue

Consorcio Interpec

Ocano-Peña Blanca

Consorcio Marañon

Eno-Ron

2004 2012

Prestación de Servicios

2012 2012

Se declaró desierta 2012 Gran Tierra

50, 51, 89

Frontera-Geopark

88, 92

Petrolamerec

90, 91

Contrato de Participación

2019