REPORTE DEL SECTOR PETROLERO - BCE · de inversiones realizadas por el Gobierno Nacional en los dos últimos años y la aplicación de nuevas tecnologías de producción, la perforación

REPORTE DEL SECTORPETROLERO

IV Trimestre de 2013

DIRECCIÓN DE ESTADÍSTICA ECONÓMICA

Diseño, Diagramación y Procesamiento:Departamento de publicaciones económicasDirección de Estadística EconómicaBanco Central del Ecuador

2014, Banco Central del Ecuador

REPORTE DEL SECTOR PETROLERO. IV trimestre 2013.

Octubre - Diciembre de 2013

ISSN:

Se permite la reproducción de este documento siempre que se cite la fuente

Banco Central del Ecuador

BCE

REPORTE DEL SECTOR PETROLERO Octubre-Diciembre 2013

3

REPORTE DEL SECTOR PETROLERO

Octubre-Diciembre 2013

INTRODUCCIÓN 7

PRODUCCIÓN NACIONAL DE PETRÓLEO 8

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO DE EMPRESAS PÚBLICAS 9

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO DE COMPAÑÍAS PRIVADAS 12

II. TRANSPORTE DE PETRÓLEO 13

II. CONSUMO DE PETRÓLEO 14

CONSUMO DE PETRÓLEO EN REFINERÍAS 14

EXPORTACIONES DE PETRÓLEO 16

EXPORTACIONES DE PETRÓLEO EP PETROECUADOR 17

IV. PRECIOS DEL CRUDO EN EL MERCADO INTERNACIONAL 19

PRECIOS DEL CRUDO EN EL MERCADO INTERNACIONAL EN OCTUBRE 2013 19

PRECIOS DEL CRUDO EN EL MERCADO INTERNACIONAL EN NOVIEMBRE DE 2013 21

PRECIOS DEL CRUDO EN EL MERCADO INTERNACIONAL EN DICIEMBRE DE 2013 23

V. OFERTA Y DEMANDA DE DERIVADOS 25

OFERTA DE DERIVADOS 25

DEMANDA DE DERIVADOS 28

EXPORTACIONES DE DERIVADOS 28


4

ÍNDICE DE CUADROS

Cuadro 1 PRODUCCIÓN NACIONAL DE PETRÓLEO 8

Cuadro 2 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EMPRESAS PÚBLICAS 10

Cuadro 3 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO PETROAMAZONAS EP 11

Cuadro 4 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO RÍO NAPO 12

Cuadro 5 PRODUCCIÓN DE PETROLEO DE LAS COMPAÑIAS PRIVADAS 13

Cuadro 6 MATERIA PROCESADA EN REFINERÍAS DEL PAÍS 15

Cuadro 7 EXPORTACIONES NACIONALES DE CRUDO 16

Cuadro 8 EXPORTACIONES EP PETROECUADOR 18

Cuadro 9 EXPORTACIONES SUBSECRETARÍA DE HIDROCARBUROS 18

Cuadro 10 OFERTA DE DERIVADOS 25

Cuadro 11 DERIVADOS IMPORTADOS 27

Cuadro 12 IMPORTACIONES DE CUTTER STOCK 27

Cuadro 13 DEMANDA DE DERIVADOS 28

Cuadro 14 EXPORTACIONES DE DERIVADOS DE PETROLEO 29

Cuadro 15 INGRESOS Y EGRESOS POR COMERCIALIZACIÓN DE DERIVADOS 30


5

ÍNDICE DE GRÁFICOS

Gráfico 1 PRODUCCIÓN NACIONAL DE PETROLEO 9

Gráfico 2 TRANSPORTE POR OELODUCTOS 14

Gráfico 3 DESTINO DE PETROLEO POR PAÍSES 17

Gráfico 4 CRUDO BRENT Y WTI OCTUBRE 2013 19

Gráfico 5 CRUDO BRENT Y WTI NOVIEMBRE 2013 22

Gráfico 6 CRUDO BRENT Y WTI DICIEMBRE 2013 23


6

ABREVIATURAS

EP Empresas Públicas

EUA Estados Unidos de América

EIA Energy Information Administration

FCC Unidad de Craqueamiento Catalítico de Fluido

FED Federal Reserve System

GLP Gas Licuado de Petróleo

MRNNR Ministerio de Recursos Naturales No Renovables

OECD Organization for Economic Cooperation and Development

OPEP Organización de Países Exportadores de Petróleo

SHE Secretaría de Hidrocarburos Ecuador

USD/b Dólares de los Estados Unidos de América por cada barril

WTI West Texas Intermediate


7

INTRODUCCIÓN

El año 2013 la producción petrolera del país tuvo un crecimiento importante como efecto

de inversiones realizadas por el Gobierno Nacional en los dos últimos años y la aplicación

de nuevas tecnologías de producción, la perforación de pozos horizontales que optimiza la

extracción de crudo y el reacondicionamiento de pozos ya en actividad; entre otros

aspectos.

Este reporte se divide en cinco capítulos: el primero recoge y analiza las estadísticas que

generan la producción nacional de petróleo haciendo hincapié en la producción por

empresas tanto a nivel trimestral como anual; el segundo capítulo presenta el transporte de

petróleo a través de los dos oleoductos existentes en el país; el tercer capítulo hace un

recuento sobre el consumo de petróleo en refinerías y el nivel de exportaciones,

considerando el último trimestre del año y también en valores anuales; el cuarto capítulo se

refiere a los principales aspectos que incidieron en el comportamiento de los precios

internacionales del petróleo en los meses de octubre, noviembre y diciembre de 2013; y,

finalmente, el quinto capítulo analiza la oferta y demanda de derivados.


8

PRODUCCIÓN NACIONAL DE PETRÓLEO1

En el cuarto trimestre de 2013, la producción nacional de petróleo, que comprende la

producción de las empresas públicas más la de las compañías privadas, llegó a un total de

50.1 millones de barriles, equivalentes a un promedio diario de 544.4 miles de barriles,

superior en 4.1% a la alcanzada en el tercer trimestre de 2013 y en 8.1% con relación al

cuarto trimestre de 2012 (Cuadro 1).

En términos anuales, en el año 2013 la producción alcanzó 192.1 millones de barriles, 4.2%

más que en 2012 y 5.4% más que en 2011.

Cuadro 1 PRODUCCIÓN NACIONAL DE PETRÓLEO

Millones de barriles

Período 2011 2012 2013 Variación

2013-2011 Variación

2013-2012

Primer Trimestre 45,3 45,7 45,5 0,5% -0,3%

Segundo Trimestre 45,4 45,5 47,4 4,3% 4,1%

Tercer Trimestre 45,5 46,8 49,1 8,1% 4,9%

Cuarto Trimestre 46,2 46,3 50,1 8,4% 8,1%

Total Anual 182,4 184,3 192,1 5,4% 4,2%

Miles de barriles diarios

Período 2011 2012* 2013 Variación


2013-2012

Primer Trimestre 503,7 502,1 506,1 0,5% 0,8%




Total Anual 499,6 503,6 526,4 5,4% 4,5%

* El año 2012 fue bisiesto, por lo tanto para el cálculo de la producción diaria del primer trimestre se consideran 91 días Fuente: ARCH, EP PETROECUADOR

En el siguiente gráfico se observa la evolución de la producción nacional de petróleo de

manera anual entre el año 2000 y el 2013. Hasta el año 2007, la producción de petróleo de

las compañías privadas tenían un mayor protagonismo que la de las empresas públicas,

cambiando esa situación desde ese año y acentuándose a partir del año 2010,

principalmente como efecto de cambio de modalidad de contratación implementados por

el Gobierno Nacional, de participación a prestación de servicios; y, a partir de 2013, como

efecto de inversiones realizadas por el Gobierno Nacional en los años anteriores y la

aplicación de nuevas técnicas de producción por parte de las empresas públicas (Grafico 1).

1 Cifras provisionales. Fuente de información: EP Petroecuador, Petroamazonas EP, Agencia de Regulación y Control

Hidrocarburífero del Ministerio de Recursos Naturales No Renovables y Operadora Río Napo.


9

Gráfico 1

PRODUCCIÓN NACIONAL DE PETROLEO Millones de barriles

*Cifras de enero a septiembre 2013 Fuente: EP PETROECUADOR.

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO DE EMPRESAS PÚBLICAS

Sobre lo dispuesto en el Decreto Ejecutivo 1351-A de 1 de noviembre de 20122,

Petroamazonas EP se fusionó con la Gerencia de Exploración y Producción de EP

Petroecuador y tomó la administración del 70% del paquete accionario de Operación Río

Napo, Compañía de Economía Mixta; también la responsabilidad del cumplimiento

operacional del bloque 60 (Sacha) y la operación a cargo de los consorcios Shushufindi –

Libertador.

Bajo esta consideración, en el cuarto trimestre de 2013 las empresas públicas produjeron

38.4 millones de barriles, equivalentes a un promedio diario de 417.9 miles de barriles, 3.1%

más que el tercer trimestre del mismo año y 13.6% más que el cuarto trimestre de 2012.

Durante 2013 hubo un incremento paulatino de la producción de las empresas públicas,

como efecto de las inversiones realizadas en este campo por el Gobierno Nacional en los

dos últimos años y por la aplicación de nuevas tecnologías de producción, la perforación de

pozos horizontales que optimizó la extracción de crudo y el reacondicionamiento de pozos

ya en actividad (Cuadro 2).

2 Publicado en el Segundo Suplemento del Registro Oficial No. 806 de 2 de enero de 2013.

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Producc.Total 146 148 143 153 192 194 196 187 184 177 177 182 184 192

Producc. Empresas Públicas 85 83 80 74 72 71 90 94 97 103 110 131 134 145

Produc. Cías. Privadas 61 66 63 79 120 123 105 92 87 75 67 52 51 47

15

35

55

75

95

115

135

155

175

195

Mill

on

es

de

bar

rile

s


10

Cuadro 2 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EMPRESAS PÚBLICAS


Período 2011 2012 2013

Variación 2013-2011






Total 130,5 133,7 144,9 11,0% 8,4%




2013-2012





Total Anual 357,6 365,2 397,0 11,0% 8,7%

* El año 2012 fue bisiesto, por lo tanto para el cálculo de la producción diaria del primer trimestre se consideran 91 días Fuente: EP PETROECUADOR.

Por empresas, Petroamazonas EP tuvo una producción en el cuarto trimestre de 2013 igual

a 31.8 millones de barriles, con un promedio diario de 345.9 miles de barriles. Producción

superior en 4.1% y 134.9% a la del tercer trimestre de 2013 y cuarto trimestre de 2012,

respectivamente. El aumento de la producción del último trimestre de 2013 con relación a

igual trimestre de 2012, se debió al proceso de absorción de Petroamazonas EP de las áreas

de exploración y explotación de hidrocarburos de EP Petroecuador; mientras que, el

incremento del cuarto trimestre con respecto al tercer trimestre de 2013, se explica, según

la misma empresa, por la implementación de cuatro ejes estratégicos: plan permanente de

perforación; plan exploratorio que comprende dos actividades, sísmica 3D en todos los

bloques que actualmente opera y perforación de pozos exploratorios; desarrollo de

proyectos de recuperación mejorada; y, plan de perforación anual con la incorporación de

nuevos bloques en el suroriente3(Cuadro 3).

En valores anuales, durante el 2013 Petroamazonas EP alcanzó una producción de 119.2

millones de barriles de petróleo, superior a la alcanzada en los años 2012 y 2011, 54.3 y 57.2

millones de barriles, respectivamente.

3 http://www.petroamazonas.ec

http://www.petroamazonas.ec/


11

Cuadro 3

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO PETROAMAZONAS EP Millones de barriles

Período 2011 2012 2013 Variación 2013-

2011 Variación 2013-

2012





Total 57,2 54,3 119,2 108,6% 119,6%


Período 2011 2012* 2013 Variación 2013-

2011 Variación 2013-

2012





Total 156,6 148,3 326,6 108,6% 120,2%

* El año 2012 fue bisiesto, por lo tanto para el cálculo de la producción diaria del primer trimestre se consideran 91 días

Fuente: EP PETROECUADOR.

Por su parte, la compañía de economía mixta Río Napo, en el cuarto trimestre de 2014

produjo 6.6 millones de barriles de petróleo, equivalente a 72.0 miles de barriles promedio

diarios. Esta producción fue inferior en 1.7% a la del tercer trimestre y superior en 15.2%

al cuarto trimestre de 2012 (Cuadro 4).

Cabe destacar que la empresa Operaciones Río Napo vino presentado paulatinos aumentos

en su nivel de producción durante el año 2013 y se debió principalmente: la incorporación

a la producción de nuevos pozos, la restructuración de pozos abandonados; y, la

optimización del levantamiento artificial.

Adicionalmente, en este último trimestre de 2013, Río Napo realizó actualización de su nivel de reservas remanentes, que llegan a un total de 621.4 millones de barriles, con un incremento de 243 millones de barriles, aumento que recibió la certificación de la empresa Ryder Scott4,5.

4 http://www.rionapocem.com.ec/ 5 Ryder Scott Petroleum Consultants, evalúa propiedades petroleras y de gas y certifica en forma independiente reservas

de petróleo tanto de los Estados Unidos como de otros países.


12

Cuadro 4 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO RÍO NAPO


2010 2011 2012 Variación 2012-2010






Total 18,1 21,1 25,7 42,3% 21,8%




2013-2012





Total 49,5 57,7 70,5 42,3% 22,1%


Fuente: EP PETROECUADOR

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO DE COMPAÑÍAS PRIVADAS

La producción de las compañías privadas durante el cuarto trimestre de 2013 fue de 11.6

millones de barriles, igual a una producción promedio diaria de 126.5 miles de barriles. Esta

producción fue inferior en 1.6% y 6.8% con relación a la producción del tercer trimestre de

2013 y último trimestre de 2012, respectivamente.

Las compañías privadas continúan en su proceso de declinación de la producción de crudo

mostrada desde el año 2005 y que se acentúo desde el año 2010 con el cambio de

modalidad de contratación implementados por el Gobierno Nacional, de participación a

prestación de servicios. Según la revista Líderes y sobre la base de consultas a Repsol, la

producción de las compañías privadas se ha venido manteniendo dentro de los parámetros

de declinación natural de los campos, los mismos que tienen más de 20 años de

producción6 (Cuadro 5).

6 http://www.revistalideres.ec/informe-semanal/hidrocarburos-petroleo-crudo-contratos-Ecuador_0_1027697235.html


13

Cuadro 5 PRODUCCIÓN DE PETROLEO DE LAS COMPAÑIAS PRIVADAS


2011 2012 2013 Variación


2013-2012

Primer Trimestre 13,0 12,9 11,7 -10,3% -9,0%

Segundo Trimestre 12,9 12,7 12,0 -6,5% -5,4%

Tercer Trimestre 12,8 12,6 11,8 -7,9% -6,1%

Cuarto Trimestre 13,1 12,5 11,6 -10,9% -6,8%

Total 51,8 50,7 47,2 -8,9% -6,8%




2013-2012

Primer Trimestre 144,9 141,3 130,0 -10,3% -8,0%

Segundo Trimestre 141,5 139,8 132,2 -6,5% -5,4%

Tercer Trimestre 139,6 136,8 128,5 -7,9% -6,1%

Cuarto Trimestre 142,0 135,8 126,5 -10,9% -6,8%

Total 142,0 138,4 129,3 -8,9% -6,6%



II. TRANSPORTE DE PETRÓLEO

Durante el año 2013, los dos oleoductos ecuatorianos han transportado 185.3 millones de

barriles de petróleo, lo que equivalió a un promedio de 507.7 miles de barriles diarios, el

62.6% de la capacidad total de transporte (810 mil); un 4.7% más que los 484.7 miles de

barriles transportados diariamente en el año 2012.

En 2013, el Sistema de Oleoducto Transecuatoriano (SOTE), transportó 132.0 millones de

barriles de petróleo, ocupando el total de su capacidad de transporte diario (360.000

barriles diarios).

Por su parte, en igual periodo de análisis, el Oleoducto de Crudos Pesados (OCP)

transportó 53.3 millones de barriles, igual a 361.6 miles de barriles diarios, que

representaron el 44.6% de su capacidad total instalada de 450 mil barriles diarios (Gráfico

2).


14

Gráfico 2 TRANSPORTE POR OELODUCTOS



II. CONSUMO DE PETRÓLEO

CONSUMO DE PETRÓLEO EN REFINERÍAS

Entre octubre y diciembre de 2013, las refinerías del país procesaron 12.7 millones de

barriles de petróleo, volumen inferior en 10.0% y 9.1% con relación al tercer trimestre del

mismo año y cuarto trimestre de 2012, en su orden (Cuadro 6).

La refinería Esmeraldas procesó petróleo en el cuarto trimestre de 2013 por 7.1 millones de

barriles, lo que equivale a refinar en promedio 76.7 miles de barriles diarios, el 69.7% de su

capacidad total diaria de 110.0 mil barriles. Se procesó un 17.4% menos que en el trimestre

anterior y un 15.6% menos que en el cuarto trimestre de 2012.

En septiembre de 2013 se suspendió la rehabilitación de la refinería Esmeraldas, que para

ese mes se había programado mejorar la unidad de proceso Visbreaking, que permite

obtener hidrocarburos más ligeros; y, la unidad de Cracking Catalítico Fluido FCC, que

produce GLP, trasladándose estas operaciones para el junio de 2014.

La Refinería La Libertad, en el último trimestre de 2013 procesó 4.0 millones de barriles,

igual a un promedio de 43.5 miles de barriles diarios; es decir, el 90.5% de los 45.0 miles de

barriles diarios de la capacidad total de la refinería, volumen superior en 6.9% y 6.1% con

relación al refinado en el tercer trimestre de 2013 y cuarto trimestre de 2012, en su orden.

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

TOTAL 138 181 179 184 175 175 169 169 174 177 185

SOTE 120 118 121 126 121 127 128 128 126 129 132

OCP 18 62 58 58 54 49 41 42 48 48 53

0

50

100

150

200M

illo

nes

de

bar

rile

s


15

Cuadro 6

MATERIA PROCESADA EN REFINERÍAS DEL PAÍS Millones de barriles

Año Período Esmeraldas Libertad Amazonas TOTAL Otros

(a)

Planta de Gas Shushufindi Gas

asociado MM.PC*

2011 Enero-marzo 9,1 3,8 1,2 14,0 0,5 0,001

Abril-Junio 9,0 3,4 1,8 14,2 0,5 0,001

Julio-septiembre 9,2 3,8 1,8 14,9 0,5 0,001

Octubre-Diciembre 8,4 3,6 1,8 13,9 0,6 0,001

TOTAL 35,7 14,7 6,6 57,0 2,1 0,004

2012 Enero-marzo 8,2 3,9 1,8 13,9 0,0 0,001

Abril-Junio 8,5 3,9 1,8 14,2 0,1 0,001



TOTAL 32,9 15,5 7,2 55,6 0,3 0,004

2013 Enero-marzo 5,8 3,9 1,8 11,5 0,1 0,001

Abril-Junio 7,3 3,9 1,8 12,9 0,1 0,001



TOTAL 28,6 15,5 7,1 51,3 0,3 0,005

(a) Otros: en el 2010 incluye Refinería Lago Agrio, Planta Destiladora Repsol YPF, Planta Destiladora Bloque 15, Planta Destiladora Andes; en el 2011 Refinería. Lago Agrio, Planta Destiladora Bloque 15, Planta Destiladora Andes; en el 2012 Refinería Lago Agrio, Planta Destiladora Bloque 15 , Planta Destiladora Andes.

*Millones de pies cúbicos


Por su parte, la Refinería Amazonas procesó 1.6 millones de barriles de petróleo durante el

cuarto trimestre de 2013, con un promedio de 17.8 miles de barriles diarios, el 89.2% de su

capacidad total de 20 mil barriles diarios.

Del total procesado en las refinerías del país durante el cuarto trimestre de 2013, el 55.6%

correspondió a la Refinería Esmeraldas, el 31.5% a la Refinería Libertad y el 12.9 restante, a

la Refinería Amazonas.

En términos anuales, durante el año 2013 se refinó un total de 51.3 millones de barriles en

las tres refinerías, 10.0% y 9.1% menos que lo procesado en los años 2012 y 2013,

respectivamente. La caída del nivel de refinación del país en 2013 está determinada

principalmente por los paros que se han venido dando durante este año en la refinería

Esmeraldas como parte de su rehabilitación integral, que como ya se mencionó, se ha

reprogramado para el mes de junio de 2014.


16

EXPORTACIONES DE PETRÓLEO

En el cuarto trimestre de 2013 se exportaron 36.2 millones de barriles de petróleo, por un

valor de USD 3,222.5 millones, a un precio promedio trimestral de USD 89.04 por barril.

Exportaciones inferiores en volumen, valor y precio a las del tercer trimestre de 2013 y

superiores en volumen y valor, aunque con un precio inferior, a las del cuarto trimestre de

de 2012 (Cuadro 7).

Las exportaciones totales de petróleo durante el año 2013 fueron 140.2 millones de barriles,

por un valor de 13,411.8 millones de dólares, a un precio promedio por barril de USD

95.63. Este nivel de exportaciones de crudo supera al de los años 2012 y 2011 y tiene su

explicación en la mayor producción de petróleo por parte de las empresas públicas, de lo

cual se habló anteriormente; y, el aprovechamiento de un nivel de precios sobre los USD

95.00 hasta el tercer trimestre de 2013.

Cuadro 7 EXPORTACIONES NACIONALES DE CRUDO

Mes/Año 2011 2012 2013

VOLUMEN Millones

Bls.

PRECIO USD/Bl

VALOR Millones

USD

VOLUMEN Millones

Bls.

PRECIO USD/Bl

VALOR Millones

USD

VOLUMEN Millones

Bls.

PRECIO USD/Bl

VALOR Millones

USD

I Trimestre 32,5 87,60 2.851,0 33,8 104,38 3.529,9 34,1 99,16 3.385,5

II Trimestre 30,1 102,92 3.092,8 32,0 99,95 3.198,7 32,6 95,64 3.117,1

III Trimestre 31,0 93,32 2.893,2 32,9 95,0 3.129,3 37,3 98,79 3.686,5

IV Trimestre 28,1 105,32 2.963,1 30,8 92,9 2.857,6 36,2 89,04 3.222,6

TOTAL 121,7 96,93 11.800,0 129,5 98,18 12.715,6 140,2 95,63 13.411,8 Fuente: EP PETROECUADOR

Durante el año 2013, el principal destino del petróleo ecuatoriano por países fue Estados

Unidos de América, seguido por Chile, Perú y Japón, entre otros (Gráfico 3).


17

Gráfico 3 DESTINO DE PETROLEO POR PAÍSES



EXPORTACIONES DE PETRÓLEO EP PETROECUADOR

La Empresa Pública de Hidrocarburos EP Petroecuador exportó en el cuarto trimestre de

2013 un total de 32.1 millones de barriles, por un valor de USD 2,868.9 millones, a un

precio promedio trimestral de USD 89.25 por barril. Estas exportaciones fueron inferiores

en volumen, valor y precio al trimestre anterior, pero superiores a las realizadas en el último

trimestre de 2012 (Cuadro 8).

Por tipo de petróleo, se observa que las ventas de Crudo Oriente en el último trimestre de

2013 llegaron a 21.6 millones de barriles por un valor de USD 1,962.5 millones, a un precio

promedio trimestral de USD 90.66 por barril. Ventas superiores en volumen a las realizadas

en el tercer trimestre de 2013 y cuarto trimestre de 2012, pero inferiores en precio y valor

con relación a ambos periodos.

Por su parte, las exportaciones de Crudo Napo, alcanzaron 10.5 millones de barriles, con un

valor de USD 906.4 millones, a un precio promedio por barril de USD 86.36 por barril.

Ventas inferiores en volumen, valor y precio a las registradas en el tercer trimestre de 2013

y superiores en volumen y valor a las del último trimestre de 2012 (Cuadro 8).

Al analizar las exportaciones de petróleo de EP Petroecuador en forma anual, se observa

que en el año 2013 fueron superiores a las registradas durante 2012 en volumen (10.5%),

valor (7.6%); e, inferiores en precio (-2.7%). Como se ha venido mencionando, el

incremento de las exportaciones se basa fundamentalmente en un mejor nivel de

producción de las empresas públicas durante el año 2013.

1,1

3,1

3,3

3,4

4,4

15,2

21,8

88,1

0,0 20,0 40,0 60,0 80,0 100,0

HONG KONG

ESPAÑA

CHINA

PANAMÁ

JAPÓN

PERÚ

CHILE

ESTADOS UNIDOS


18

Cuadro 8 EXPORTACIONES EP PETROECUADOR

PERIODO EXPORTACIONES CRUDO

ORIENTE EXPORTACIONES CRUDO NAPO EXPORTACIONES TOTALES

VOLUMEN Miles Bls.

PRECIO USD/Bl

VALOR Miles USD

VOLUMEN Miles Bls.

PRECIO USD/Bl

VALOR Miles USD

VOLUMEN Miles Bls.

PRECIO USD/Bl

VALOR Miles USD

I Trimestre 18,9 105,64 1.998,7 10,7 103,19 1.100,6 29,6 104,76 3.099,4

II Trimestre 19,4 100,91 1.953,6 9,1 97,92 891,2 28,5 99,95 2.844,8

III Trimestre 19,9 96,71 1.928,8 8,1 92,41 747,7 28,0 95,47 2.676,4

IV Trimestre 17,8 94,51 1.677,9 8,5 90,21 765,5 26,2 93,12 2.443,4

TOTAL 2012 76,0 99,49 7.559,0 36,3 96,44 3.504,9 112,3 98,50 11.063,9

I Trimestre 21,6 100,73 2.175,6 8,4 96,41 809,3 30,0 99,52 2.984,9

II Trimestre 18,6 97,27 1.807,4 10,2 93,14 949,3 28,8 95,81 2.756,7

III Trimestre 20,8 100,90 2.103,2 12,4 95,91 1.187,2 33,2 99,04 3.290,5

IV Trimestre 21,6 90,66 1.962,5 10,5 86,36 906,4 32,1 89,25 2.868,9

TOTAL 2013 82,7 97,36 8.048,6 41,5 92,91 3.852,3 124,1 95,87 11.900,9


Es importante mencionar que la Secretaría de Hidrocarburos (SHE), exporta el equivalente

a la tarifa pagada en especies a las Compañías Privadas por el servicio de explotación

petrolera bajo la modalidad de prestación de servicios. Este valor durante el cuarto

trimestre de 2013 fue de 4.0 millones de barriles de petróleo, por un valor de USD 353.7

millones, a un precio promedio de USD 87.36 por barril. En términos anuales estos valores

llegan a 16.1 millones de barriles por un valor de USD 1,510.9 millones, a un precio de

promedio de USD 93.77 por barril (Cuadro 9).

Cuadro 9 EXPORTACIONES SUBSECRETARÍA DE HIDROCARBUROS

Trimestre - Año VOLUMEN

Millones Bls. VALOR

Millones USD PRECIO USD/Bl

I Trimestre - 2012 4,2 430,5 101,76

II Trimestre -2012 3,5 354,0 99,97

III Trimestre - 2012 4,9 452,9 92,28

IV Trimestre - 2012 4,5 414,2 91,74

TOTAL 2012 17,2 1.651,6 96,05

I Trimestre - 2013 4,2 400,6 96,50

II Trimestre - 2013 3,8 360,4 94,38

III Trimestre - 2013 4,1 396,1 96,75

IV Trimestre - 2013 4,0 353,7 87,36

TOTAL 2013 16,1 1.510,9 93,77



19

IV. PRECIOS DEL CRUDO EN EL MERCADO INTERNACIONAL

PRECIOS DEL CRUDO EN EL MERCADO INTERNACIONAL EN OCTUBRE 20137

Crudo Brent: Mínimo USD/b 106.9 (25 Oct. 2013); Máximo USD/b 111.8 (10 Oct.

2013); Promedio Mensual USD/b 109.4

Crudo WTI: Mínimo USD/b 96.4 (31 Oct. 2013); Máximo USD/b 104.1 (2 Oct. 2013);

Promedio Mensual USD/b 100.6

Gráfico 4 CRUDO BRENT Y WTI OCTUBRE 2013

Fuente: Blommberg

La baja del precio del petróleo del mes de septiembre de 2013 afectó en cierta medida al comportamiento de los precios de octubre de 2013. Es así como en el décimo mes de 2013, los precios diarios del crudo Brent presentaron una tendencia levemente variable con un ligero aumento a fin de mes, mientras que los del crudo WTI tuvieron un comportamiento diferente, su tendencia fue hacia la baja y más acentuada en los últimos días del mes.

7http://www.nuevatribuna.es; http://mx.reuters.com; http://lta.reuters.com; http://eleconomista.com.mx;

http://tematicas.org; http:// ww.crisisglobalhoy.com; http://es.euronews.com/; http://www.dineroenimagen.com; http://www.emol.com/; http://www.rankia.com/

102,0

107.9108.8

96.4

80

90

100

110

120

PR

ECIO

BA

RR

IL U

SD

01 02 03 04 07 08 09 10 11 14 15 16 17 18 21 22 23 24 25 28 29 30 31

PRECIO BRENT 107,9 109,2 109,0 109,5 109,7 110,2 109,1 111,8 111,3 111,0 110,0 110,9 109,1 109,9 109,6 110,0 107,8 107,0 106,9 109,6 109,0 109,9 108,8

PRECIO WTI 102,0 104,1 103,3 103,8 103,0 103,5 101,6 103,0 102,0 102,4 101,2 102,3 100,7 100,8 99,2 97,8 96,9 97,1 97,9 98,7 98,2 96,8 96,4

http://es.euronews.com/


20

En resumen los principales factores que incidieron en el comportamiento de los precios del petróleo se resumen a continuación:

A principio de mes los precios futuros de WTI se incrementaron luego de que se dio a conocer información de que la construcción de un oleoducto de la Corporación TransCanada, en la costa de los EUA en el Golfo de México, estaría terminada en corto plazo.

La paralización de la actividad de una parte de la Administración Federal, como efecto de la discusión sobre los gastos del Estado, afectó los precios hacia abajo ante temores de una reducción de la demanda por parte de los EUA, primer consumidor de petróleo en el mundo.

Como previsión ante la tormenta tropical Karen, empresas productoras de petróleo interrumpieron su producción en el Golfo de México, costa afuera, ayudando con ello a mantener el precio petróleo.

Caída de precios ante la reanudación de la producción de crudo en el Golfo de México, luego del paso de la tormenta tropical Karen, que había obligado al cierre de alrededor de dos tercios de la producción de petróleo en esa zona.

La captura y ulterior liberación del primer ministro libio, hizo pensar en que las exportaciones de crudo de ese país no volverían a la normalidad, incidiendo en una reacción de los precios; atenuada, ante la incertidumbre por la paralización de la administración pública de los EUA.

Presionó a la baja la predicción de la Organización de Países Exportadores de Petróleo, OPEP, en el sentido de que su producción de petróleo permanecería en un mayor nivel que la demanda estimada para el año 2015.

También afectó a la baja de los precios en la segunda semana de octubre de 2013, el anuncio de la Energy Information Administration, IEA, elevando su previsión de aumento para la demanda mundial con un incremento simultáneo de la oferta de crudo hasta fines de 2013. Adicionalmente se informó un pronóstico de crecimiento de la producción en los países que no pertenecen a la OPEP para el 2014.

Otro efecto negativo para los precios futuros del crudo WTI fue la falta de un acuerdo, entre los senadores republicanos de los EUA y el presidente Barack Obama, sobre el límite de la deuda y con ello avanzar a la finalización del cierre parcial del Gobierno. Cabe resaltar que líderes de la opinión económica creían que la disputa presupuestaria podría perjudicar la economía mundial y reducir la demanda de petróleo de los EUA.

Las negociaciones entre las potencias mundiales y la república de Irán sobre su programa nuclear, esperanzó a que se pueda llegar a finalizar una disputa de mucho tiempo que afecta al Medio Oriente y que podría llevar a un incremento de la producción de crudo en esa región.

En la tercera semana de octubre 2013, el presidente Barack Obama firmó una ley que reanudó el financiamiento del gobierno hasta el 15 de enero de 2014 y amplió la potestad de emisión de deuda hasta el 7 de febrero del mismo año, evitando con esa medida una potencial moratoria de la deuda y afectando el nivel de precios del petróleo en forma positiva.

El precio del los futuros de petróleo también fueron impulsados por la debilidad del dólar, el cual cayó a niveles mínimos de los últimos 8 meses luego de que los legisladores de los EUA llegaran a un acuerdo para impedir la cesación de pagos de la deuda de esa nación. Además ayudó las cifras del informe positivo relacionado con el crecimiento económico en China.


21

En la cuarta semana de octubre, la AIE informó que las existencias de petróleo en los EUA crecieron 4 millones de barriles en la segunda semana de octubre de 2013, superior al pronóstico de 2.2 millones de barriles antes anunciado. Esta noticia junto a de la de una abundante oferta debido a mantenimientos en las principales refinerías de los EUA, determinó que los precios futuros del petróleo desciendan a niveles mínimos en octubre.

A fines de mes, los precios del crudo Brent y WTI mostraron una leve subida para luego volver a caer en el último día de octubre de 2013, como efecto no solo del vaivén de la oferta y demanda en los mercados mundiales, sino también por el comportamiento del valor del dólar de los EUA y expectativas en ese país de una baja en la demanda del crudo. Adicionalmente, se sumó la incertidumbre de las acciones que tomaría el Sistema de Reserva Federal de EUA con relación a la economía estadounidense.

Respecto a los crudos ecuatorianos, en octubre de 2013, el precio promedio ponderado de

los crudos Oriente y Napo alcanzaron un valor de USD/b 93.83 y USD/b 89.03,

respectivamente; precios inferiores al precio promedio mensual del crudo WTI.

PRECIOS DEL CRUDO EN EL MERCADO INTERNACIONAL EN NOVIEMBRE DE 20138

Crudo Brent: Mínimo USD/b 103.5 (7 Nov. 2013); Máximo USD/b 111.3 (27 Nov.

2013); Promedio Mensual USD/b 107.9

Crudo WTI: Mínimo USD/b 92.3 (27 Nov. 2013); Máximo USD/b 95.4 (21 Nov. 2013);


A comienzos de noviembre de 2013 los precios de los crudos Brent y WTI continúan

bajando. A partir de la segunda semana del mes, el crudo Brent mostró una mejor

recuperación que el WTI, quien al contrario tuvo una tendencia a la baja, incrementando

con ello su diferencial.

Los aspectos fundamentales que determinaron el comportamiento de los precios del

petróleo en noviembre son:

El fortalecimiento del dólar y el incremento de las reservas petroleras determinaron que los precios del petróleo presenten una baja a inicios de noviembre de 2013, aunque ayudó a sostener de alguna manera ese comportamiento, la incertidumbre por la caída de las exportaciones de crudo en Libia.

No obstante, el Instituto Americano del Petróleo, API, informó que en la última semana de octubre de 2013, los suministros petroleros en los EUA aumentaron apenas en un tercio a su valor esperado, lo cual determinó una leve reacción en los

8http://www.nuevatribuna.es; http://mx.reuters.com; http://lta.reuters.com; http://eleconomista.com.mx;

http://tematicas.org; http:// ww.crisisglobalhoy.com; http://es.euronews.com/; http://www.dineroenimagen.com; http://www.emol.com/; http://www.rankia.com/



22

precios del petróleo; pero, la apreciación de expertos es que los fundamentales del mercado no lograron su solidez debido al exceso de suministros de crudo.

Gráfico 5 CRUDO BRENT Y WTI NOVIEMBRE 2013

Fuente: Blommberg.

En la segunda semana de noviembre de 2013 se dio un comportamiento diferente en el crudo Brent y WTI. El primero influenciado por tensiones geopolíticas y ciertas esperanzas de que éstas puedan arreglarse en un futuro cercano, lo que ofreció soporte para que su nivel reaccione con una suave subida; mientras que por su parte, en el WTI se vio una clara tendencia a la baja, determinada no solo por un aumento de inventarios de petróleo en los EUA, sino también por una baja en la demanda de crudo debido al mantenimiento temporal de algunas refinerías.

Otro elemento que ha tenido que ver con la baja en los precios del WTI, es que el Sistema de Reserva Federal de EUA mantuvo las medidas de política monetaria sin alteraciones y creó en el mercado una expectativa en el sentido de cuándo empezaría efectivamente la reducción de compra de activos, situación que podría afectar negativamente al crecimiento económico y con ello, la demanda de crudo.

A partir del 13 de noviembre de 2013, el crudo Brent presentó signos de recuperación debido a que las negociaciones de las potencias mundiales con Irán no prosperaron y las provisiones de crudo desde ese país tomarán algún tiempo en llegar al mercado mundial.

La tercera semana de noviembre de 2013 se inició con cierta presión de los precios del crudo a la baja debido al fuerte crecimiento de las reservas de crudo en los EUA e incremento de la producción de petróleo de esquistos bituminosos9; así como también, el anuncio por parte de Arabia Saudita de incrementar sus exportaciones. Sin embargo, para el fin de semana, las cotizaciones de los crudos WTI y Brent

9 Es un petróleo no convencional producido a partir de esquistos bituminosos mediante pirólisis, hidrogenación o disolución térmica; convirtiendo a la materia orgánica contenida dentro de la roca denominada querógeno, en petróleo sintético y gas.

105,91

94,6

109.7

92,7

80

90

100

110

120

PR

ECIO

BA

RR

IL U

SD

01 04 05 06 07 08 11 12 13 14 15 18 19 20 21 22 25 26 27 28 29

PRECIO BRENT 105,9 106,2 105,3 105,2 103,5 105,1 106,4 105,8 107,1 108,5 108,6 108,5 106,9 108,1 110,1 111,1 111,0 110,9 111,3 110,9 109,7

PRECIO WTI 94,6 94,6 93,4 94,8 94,2 94,6 95,1 93,0 93,9 93,8 93,8 93,0 93,3 93,3 95,4 94,8 94,1 93,7 92,3 92,3 92,7


23

cambiaron de tendencia y finalizó al alza, como respuesta a percepciones de una recuperación de la demanda en los EUA y el estancamiento de las negociaciones del programa nuclear iraní.

La última semana de noviembre de 2013, las grandes potencias mundiales y la república de Irán llegaron a un acuerdo sobre el programa nuclear, afectando en mayor medida a la baja al precio de crudo Brent, por abastecer similares mercados que Irán, que al nivel de precios del WTI.

Por su parte, el petróleo ecuatoriano en noviembre de 2013, alcanzó un precio promedio

ponderado de USD/b 86.28 y USD/b 81.48 para los crudos Oriente y Napo, en su orden.

Ambos precios promedio por debajo del precio promedio del crudo WTI.

PRECIOS DEL CRUDO EN EL MERCADO INTERNACIONAL EN DICIEMBRE DE 201310

Gráfico 6 CRUDO

BRENT Y WTI DICIEMBRE 2013

Fuente: Blommberg

Crudo Brent: Mínimo USD/b 108.4 (17 Dic. 2013); Máximo USD/b 112.6 (3 Dic. 2013);

Promedio Mensual USD/B 110.7

10

http://www.nuevatribuna.es; http://mx.reuters.com; http://lta.reuters.com; http://eleconomista.com.mx; http://tematicas.org; http:// ww.crisisglobalhoy.com; http://es.euronews.com/; http://www.dineroenimagen.com ; http://www.emol.com/; http://www.rankia.com/

111,5

110.8

93,898.4

80

90

100

110

120

02 03 04 05 06 09 10 11 12 13 16 17 18 19 20 23 24 26 27 30 31

PRECIO BRENT 111, 112, 111, 111, 111, 109, 109, 109, 108, 108, 110, 108, 109, 110, 111, 111, 111, 112, 112, 111, 110,

PRECIO WTI 93,8 96,0 97,2 97,4 97,7 97,3 98,5 97,4 97,5 96,6 97,5 97,2 97,8 98,8 99,3 98,9 99,2 99,6 100, 99,3 98,4

PR

ECIO

BA

RR

IL U

SD



24

Crudo WTI: Mínimo USD/B 93.8 (2 Dic. 2013); Máximo USD/B 100.3 (27 Dic. 2013);


En el mes de diciembre de 2013, los precios futuros de los crudos Brent y WTI presentan

un comportamiento diferente, el primero con muy suave tendencia a la baja, mientras que

el WTI tiene un comportamiento con disposición al alza.

Los precios futuros de los crudos Brent y WTI comenzaron diciembre de 2013 al alza, como reacción al anuncio de cifras positivas de la actividad manufacturera en Europa, China y los EUA.

Otro aspecto que ayudó a los precios, es la incertidumbre sobre la reunión de la OPEP, la misma que se llevó a cabo cuando la producción de crudo se encuentraba afectada por la esperanza de resolución de problemas geopolíticos de países como Angola, Argelia y Libia; además, de las declaraciones de Arabia Saudita en el sentido de que no había una razón de peso para bajar el techo de producción de la OPEP.

En la primera semana de diciembre de 2013, hubieron algunos factores que incidieron a que el precio del WTI presentara un alza moderada: el anuncio de apertura en enero de 2015 del tramo del oleoducto Keystone que transporta crudo hacia las refinerías del golfo de México; debilitamiento del dólar permitiendo abaratar el precio del crudo para inversores de otras divisas; anuncio de descenso de las reservas de crudo en los EUA; y, mejoramiento de la tasa de desempleo en la economía norteamericana.

La segunda semana de diciembre de 2013 presentó un comportamiento similar para los precios de ambos crudos, Brent y WTI, con leves subidas y bajadas, afectados por un excedente en el comercio de China en el mes de noviembre superior a las previsiones; la OPEP ratificó su pronóstico de un moderado aumento de la demanda mundial de petróleo durante el 2014; la noticia de que dos nuevos oleoductos, de TransCanada Corporation y de Royal Dutch Shell, trasladarían en el corto plazo petróleo desde Cushing a Louisiana; también afectó y de manera importante, la espera de decisiones de política monetaria en EUA; y, la posible reapertura de terminales petroleros libios que tienen almacenada la producción represada de ese país.

A partir del 17 de diciembre de 2013, los precios internacionales de los crudos Brent y WTI reaccionan positivamente, ayudados por nuevos bloqueos de terminales petroleras en Libia; expectativas ante reuniones del Sistema de Reserva Federal de EUA que podrían decidir a reducir su programa mensual de compra de bonos de 85,000 millones de dólares; mayor rebaja a lo pronosticado de las existencias de crudo en los EUA; posteriores anuncios del FED de mantener inalterada su tasa de interés pero ir reduciendo paulatinamente el monto de sus compras mensuales de activos en los mercados financieros; y, anuncio de crecimiento de la economía estadounidense a un ritmo superior a las previsiones del tercer trimestre. Esta suave tendencia a subir por parte de los precios del petróleo en diciembre de 2013 solo se limitó el último día del año, cuando en los mercados internacionales se registró una leve baja en ambos crudos.

El crudo Oriente alcanzó en septiembre de 2013 USD/b 91.63 y el crudo Napo a USD/b

88.62; y, entre los dos crudos registraron un promedio de USD/b 90.73.


25

V. OFERTA Y DEMANDA DE DERIVADOS

OFERTA DE DERIVADOS

En el cuarto trimestre de 2013, la producción nacional de derivados del petróleo ascendió a 17.8 millones de barriles, valor inferior en 6.0% y en 0.6% en relación a la producción del tercer trimestre de 2013 y último trimestre de 2012, respectivamente. La baja de la producción nacional de derivados está directamente relacionada con el proceso de rehabilitación de la refinería Esmeraldas, que no ha permitido su producción en su capacidad real. En cuanto al nivel de importaciones de derivados, en el cuarto trimestre de 2013 se compraron 12.5 millones de barriles, volumen superior en 0.4% y 7.7% con relación a las importaciones realizadas en el tercer trimestre de 2013 y cuarto trimestre de 2012, en su orden. La producción nacional de derivados más su importación da como resultado la oferta de derivados. En el tercer trimestre de 2013, esta oferta llegó a los 30.3 millones de barriles, inferior en 3.5% a la del tercer trimestre de 2013 y superior en 2.7% la del último trimestre de 2012. En términos anuales, la producción nacional de derivados en el 2013 fue inferior en 2.6% con relación al 2012, la misma que fue compensada con un incremento de la importación de derivados (13.0%), permitiendo que la oferta entre el 2012 y 2013 sea superior en 3.3%.

Cuadro 10 OFERTA DE DERIVADOS


TRIMESTRE - AÑO PRODUCCIÓN NACIONAL DE

DERIVADOS

IMPORTACIÓN DE DERIVADOS

OFERTA DE DERIVADOS

I Trimestre - 2012 17,2 9,3 26,5

II Trimestre - 2012 18,4 11,3 29,8

III Trimestre - 2012 18,0 10,8 28,7

IV Trimestre - 2012 17,9 11,6 29,5

TOTAL 2012 71,6 43,0 114,6

I Trimestre - 2013 15,8 11,7 27,6

II Trimestre - 2013 17,1 11,9 29,0

III Trimestre - 2013 19,0 12,5 31,4

IV Trimestre - 2013 17,8 12,5 30,3

TOTAL 2013 69,7 48,6 118,3 Fuente: EP PETROECUADOR

Las importaciones de diesel, nafta de alto octano y gas licuado de petróleo (GLP), se sintetiza a continuación:


26

a) Entre octubre y diciembre de 2013 la importación de nafta de alto octano alcanzó un valor de 3.9 millones de barriles, por un valor de USD 460.6 millones, a un precio promedio de importación de USD 118.74 por barril. Cifras inferiores a las del tercer trimestre de 2013; y, superiores en volumen, pero inferiores en valor y precio, con respecto a las del cuarto trimestre de 2012 (Cuadro 11). En términos anuales, el volumen de importación de la nafta en el año 2013 fue superior en 12.5% al de 2012; no obstante, un menor nivel de precios determinó que en valor apenas se incremente en 2.9%. El procero de rehabilitación en que está inmerso de la refinería Esmeraldas no ha permitido una producción normal de gasolina, por lo que para suplir esta deficiencia, se realizó una mayor importación de nafta de alto octano en 2013. También influyó en una mayor importación de este derivado, el plan de mejoramiento de combustibles, ya que un mejor nivel de gasolinas implica un mayor nivel de nafta de alto octano. En la actualidad las gasolinas súper y extra que se expenden en el país, sobrepasan el cumplimiento de la norma INEN de porcentaje de azufre de 650 partes por millón, al registrar un valor de 120 partes por millón; garantizando un mejor producto para el consumidor final.

b) En el cuarto trimestre de 2013 se importó diesel por un valor de 5.9 millones de barriles por un valor de USD 759.4 millones, a un precio promedio de importación de USD 128.84 por barril. Cifras superiores en volumen y valor, pero inferiores en precio a las del tercer trimestre de 2013 y cuarto trimestre de 2012. En valores anuales, la importación de diesel durante el año 2013 alcanzó los 20.8 millones de barriles, 22.4% más que lo importado en el 2012; por un valor de 2,745.7 millones de dólares, superior en 18.5% al 2012; a un precio promedio de USD 131.74 por barril, inferior en 3.2% al promedio de ese año. El incremento de la importación anual del diesel también estuvo determinado por la rehabilitación de la refinería Esmeraldas que no permitió una normal producción del mismo. Adicionalmente, hay una mayor demanda de este derivado acorde con el plan de mejoramiento de combustibles, encontrándose en los controles en el último trimestre de 2013 que el diésel premium que se expende en el país, contiene 150 partes por millón de azufre, valor inferior del índice máximo de la norma INEN, que establece 500 partes por millón, con el consiguiente beneficio para el consumidor.

c) En el cuarto trimestre de 2013 la importación de GLP, alcanzó un valor de 2.1 millones de barriles por un valor de USD 147.1 millones, a un precio promedio trimestral de importación de USD 71.57 por barril. Estas importaciones han sido inferiores a las del tercer trimestre de 2013 y cuarto trimestre de 2012. En el 2013, un mayor nivel de importaciones de GLP con respecto a 2012 tiene que ver con el incremento de la demanda de este derivado y garantizar un permanente abastecimiento del producto a nivel nacional.


27

Cuadro 11 DERIVADOS IMPORTADOS

PERIODO NAFTA ALTO OCTANO DIESEL GAS LICUADO DE PETROLEO

VOLUMEN Millones

Bls.

PRECIO USD/Bl

VALOR Millones

USD

VOLUMEN Millones

Bls.

PRECIO USD/Bl

VALOR Millones

USD

VOLUMEN Millones

Bls.

PRECIO USD/Bl

VALOR Millones

USD

Ene-Mar 12 2,8 140,12 396,6 3,6 137,31 491,6 2,2 69,61 156,6

Abr-Jun 12 4,1 144,75 586,8 4,2 136,23 571,7 2,2 73,04 162,7

Jul-Sep 12 3,8 143,26 544,4 4,3 134,41 577,0 2,0 70,42 144,1

Oct-Dic 12 3,5 146,68 520,4 5,0 136,73 677,2 2,5 72,49 180,4

TOTAL 2012 14,2 143,91 2.048,2 17,0 136,14 2.317,5 9,0 71,44 643,8

Ene-Mar 13 4,1 141,63 580,6 4,9 139,11 683,0 2,3 70,51 161,1

Abr-Jun 13 3,6 138,96 501,1 5,4 129,31 692,5 2,3 68,91 160,1

Jul-Sep 13 4,4 127,86 565,3 4,7 130,46 610,9 2,9 65,20 189,3

Oct-Dic 13 3,9 118,74 460,6 5,9 128,84 759,4 2,1 71,57 147,1

TOTAL 2013 16,0 131,68 2.107,7 20,8 131,74 2.745,7 9,6 68,74 657,5


Por otra parte, también se importó Cutter Stock para la elaboración de Fuel Oil No. 6. En

el cuarto trimestre de 2013 se importaron 0.6 millones de barriles por un valor de USD

76.1 millones, a un precio promedio de USD 120.5 por barril. En términos anuales, la

importación de este derivado alcanzó 2.1 millones de barriles por un valor de USD 254.5

millones a un precio promedio de USD 121.5 por barril (Cuadro 12).

Cuadro 12 IMPORTACIONES DE CUTTER STOCK

Año Período VOLUMEN

Millones Bls. PRECIO USD/Bl

VALOR Millones USD

2012 Enero-Marzo 0,6 131,9 83,0

Abril-Junio 0,8 123,6 103,7

Julio-Septiembre 0,6 126,5 78,9

Octubre-Diciembre 0,6 130,2 82,1

Total 2012 2,7 127,7 347,6

2013 Enero-Marzo 0,4 132,6 55,5

Abril-Junio 0,6 114,8 72,0

Julio-Septiembre 0,4 122,0 50,9

Octubre-Diciembre 0,6 120,5 76,1

Total 2013 2,1 121,5 254,5 Fuente: EP PETROECUADOR


28

DEMANDA DE DERIVADOS

La demanda nacional de derivados en el cuarto trimestre de 2013 llegó a 24.3 millones de

barriles, 7.6% y 5.0% más que lo consumido en el tercer trimestre de 2013 y cuarto

trimestre de 2012, en su orden. En valores anuales, la demanda total creció en 6.0% entre

los años 2012 y 2013, mientras que por derivados el diesel es el que tiene mayor

crecimiento anual en su consumo (9.2%), cuyo uso fundamental es el transporte pesado y la

generación termoeléctrica; seguido de la gasolina que se incrementó en 5.6% anual.

De la demanda total de derivados en 2013, el 35.3% constituye consumo de diesel, seguido

por la demanda de gasolina con 27.6% y el 13.5% del gas licuado de petróleo; y, la

diferencia de 23.6%, corresponde al consumo de fuel oil No.4, residuo, pesca artesanal, jet

fuel, asfalto, spray oil, avgas y solventes (Cuadro 13).

Cuadro 13 DEMANDA DE DERIVADOS


MES - AÑO GASOLINA DIESEL GLP OTROS * TOTAL

Ene-Mar 12 5,6 6,7 2,9 4,7 19,9

Abr-Jun 12 5,9 6,9 3,0 4,9 20,6

Jul-Sep 12 6,0 7,5 3,0 5,2 21,6

Oct-Dic 12 6,2 8,1 3,0 5,9 23,2

TOTAL 2012 23,6 29,3 11,8 20,6 85,3

Ene-Mar 13 5,8 7,1 2,9 5,2 21,0

Abr-jun 13 6,1 7,9 3,0 5,4 22,4

Jul-Sep 13 6,4 7,9 3,2 5,1 22,6

Oct-Dic 13 6,6 9,0 3,1 5,6 24,3

TOTAL 2013 24,9 31,9 12,2 21,3 90,4

* Absorver, Fuel Oil#4, Asfalto, Solventes,Jet Fuel, Avgas, Nafta Base 90, Spray Oil

Pesca Artesanal y Residuo.


EXPORTACIONES DE DERIVADOS

En el cuarto trimestre de 2013, las exportaciones de fuel oil No.6 y la nafta de bajo octano

alcanzaron un monto de 1.9 millones de barriles, por un valor de USD 176.9 millones a un

precio promedio trimestral de USD 95.56 por barril. Estas exportaciones fueron inferiores

a las del tercer trimestre de 2013 y ligeramente superiores al cuarto trimestre de 2012.

Durante el 2013, las exportaciones ecuatorianas de derivados llegaron a 7.2 millones de

barriles, que representó un ingreso igual a USD 691.0 millones, con un precio promedio

anual de USD 96.24 por barril (Cuadro 14).

De las exportaciones totales durante el año 2013, el 80.8% correspondió a fuel oil No. 6; y,

el 19.2% restante, a la nafta de bajo octano.


29

Cuadro 14 EXPORTACIONES DE DERIVADOS DE PETROLEO

RESIDUO/FUEL OIL 6 NAFTA BAJO OCTANO EXPORTACIONES TOTALES

MES - AÑO

VOLUMEN Millones

Bls.

PRECIO USD/Bl

VALOR Millones

USD

VOLUMEN Millones

Bls.

PRECIO USD/Bl

VALOR Millones

USD

VOLUMEN Millones

Bls.

PRECIO USD/Bl

VALOR Millones

USD

Ene-Mar 12 2,5 109,97 276,1 - - 2,5 109,97 276,1

Abr-Jun 12 3,1 99,78 314,2 0,6 102,56 58,1 3,7 100,20 372,3

Jul-Sep 12 1,7 99,04 167,7 0,6 110,38 61,9 2,3 101,86 229,6

Oct-Dic 12 1,2 94,77 115,3 0,3 119,99 40,9 1,6 100,29 156,2

TOTAL 2012 8,6 101,91 873,3 1,5 109,59 160,9 10,0 103,03 1.034,2

Ene-Mar 13 1,1 99,01 111,7 0,2 124,08 19,5 1,3 102,07 131,1

Abr-Jun 13 0,9 91,90 84,5 0,4 93,29 33,1 1,3 92,29 117,5

Jul-Sep 13 2,3 94,22 213,1 0,5 102,91 52,3 2,8 95,81 265,4

Oct-Dic 13 1,5 93,43 139,4 0,4 104,39 37,5 1,9 95,56 176,9

TOTAL 2013 5,8 94,58 548,6 1,4 103,24 142,4 7,2 96,24 691,0

Fuente: EP PETROECUADOR De manera referencial se muestra la diferencia de ingresos y egresos entre la importación de

GLP, diesel y nafta de alto octano y su comercialización en el mercado nacional;

considerando el costo total de las importaciones de estos derivados menos los ingresos por

sus ventas.

En el año 2013, el ingreso por ventas internas de diesel, gasolina y GLP fue igual a USD

1,844.4 millones de dólares, mientras que el costo de su de importación alcanzó los USD

5,510.8 millones de dólares, lo cual generó una diferencia de USD -3,666.4 millones de

dólares, esta diferencia es superior en 7.7% y 24.3% con relación a los años 2012 y 2011,

en su orden (Cuadro 15).

Durante el año 2013, el crecimiento del diferencial entre ingresos y costos por ventas

internas de importaciones, en relación a los años 2012 y 2011, se explica principalmente

por el incremento del volumen de importaciones que el Estado se vio obligado a realizar,

debido a que la rehabilitación y la paralización parcial de la refinería Esmeraldas no ha

permitido un nivel de producción a su capacidad total.

El derivado que más contribuyó al total de la diferencia del año 2013 fue la comercialización de diesel con el 51.3%, seguido por la de Nafta de Alto Octano con el 34.4% y la de GLP con 14.2%.


30

Cuadro 15 INGRESOS Y EGRESOS POR COMERCIALIZACIÓN DE DERIVADOS

Enero – Diciembre 2013

COMERCIALIZACIÓN INTERNA DE DERIVADOS IMPORTADOS 2011 2012 2013

DIFERENCIA INGRESOS Y EGRESOS (miles de dólares) -2.949.875,5 -3.405.666,6 -3.666.375,3

Costos Totales Importaciones (miles de dólares) 4.407.922,2 5.009.427,1 5.510.848,9

Ingresos Totales Ventas Internas (miles de dólares) 1.458.046,7 1.603.760,5 1.844.473,6

Nafta Alto Octano

Diferencia Ingreso y Costo (miles de dólares) -976.257,6 -1.282.145,2 -1.261.622,7

Volumen Importado (miles de barriles) 12.610,9 14.231,8 16.006,1

Precio Importación (dólares por barril) 131,9 143,9 131,7

Costo Importación (miles de dólares) 1.663.100,0 2.048.152,8 2.107.666,4

Precio Venta Interna (dólares por barril) 54,5 53,8 52,9

Ingreso Venta Interna (miles de dólares) 686.842,4 766.007,6 846.043,7

Diesel

Diferencia Ingreso y Costo (miles de dólares) -1.337.453,5 -1.600.345,8 -1.882.299,1



Costo Importación (miles de dólares) 1.974.074,9 2.317.514,5 2.745.680,1



Gas Licuado de Petróleo

Diferencia Ingreso y Costo (miles de dólares) -636.164,4 -523.175,6 -522.453,4



Costo Importación (miles de dólares) 770.747,3 643.759,8 657.502,4




BCE

Documents

REPORTE DEL SECTOR PETROLERO - BCE · de inversiones realizadas por el Gobierno Nacional en los dos últimos años y la aplicación de nuevas tecnologías de producción, la perforación