1 Ingenieria Economica 2016

8/15/2019 1 Ingenieria Economica 2016

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Ingeniería Económica

Abril

2016


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Para el año 2015 el valor agregado del sector petrolero fue enpromedio el 11.5% del PIB.

El aporte del petróleo al Presupuesto General del Estado fue enpromedio del 15%.

Representa entre el 53% y el 57% en promedio del total deexportaciones del país.

Para el primer semestre de 2014, las exportaciones de petróleocrudo nacional alcanzaron los US $ 6.386 millones.

Para el primer semestre de 2014, las importaciones de derivadosalcanzaron los $ 5.785 millones de dólares.


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Fuente: Diario el Universo

El precio del Petróleo


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Producción nacional de crudo

0

100

200

300

400

500

600

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

K B P P D

PRODUCCION NACIONAL DE PETROLEO 2007 – 2016 (fuente: BCE)

Total Emp. Publicas

Total Emp. Privadas bppd

Total País


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Precio del barril de petróleo

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 I 2015II

2015III

2015IV

2015V

2015VI

2015VII

2015VIII

2015IX

2015X

2015XI

2015XII

2015

WTI $/barril 99,61 39,2 75 95,1 97 97,7 93,17 47,3 50,8 47,8 54,4 59,3 59,8 51,2 42,8 45,5 46,3 42,7 37,2

Napo (pesado) $/barril 80,77 17,4 69 94,98 92 94,8 81,58 38,5 37,8 39 51,3 54,5 50,1 39,6 32,9 37,1 34 28,6 24,6

Oriente (liviano) $/barril 85,39 26,4 70 98,99 95 101,8 85,81 43 42,7 45,3 57 57,9 54,7 42,3 38,3 41,1 38,9 32,3 28,3

0

20

40

60

80

100

120

d ó l a r e s / b a r

r i l

Análisis del precio del barril de petróleo 2008 - 2015 (fuente: BCE)


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EMPRESAS PÚBLICAS 1.740 1.469 3.209

COMPAÑÍAS PRIVADAS 215 13 228

TOTAL 1955 1482 3.437

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500


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UTILIZACIÓN OCP 29% 29%

UTILIZACIÓN SOTE 88% 90%

4 5 0 . 0 0 0

4 5 0 . 0 0 0

1 2

9 . 0 0 0

1 3

7 . 0 0 0

3 6 0 . 0 0 0

3 6 0 . 0 0 0

3 5 6 . 0 0 0

3 5 2 . 8 0 0

2 0 0 . 0 0 0

2 0 0 . 0 0 0

3 0 . 0 0 0

3 0 . 0 0 0

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000

400.000

450.000

500.000

OCP NOMINAL OCP REAL SOTE NOMINAL

SOTE REAL NORPERUANO NOMINAL NORPERUANO REAL


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Refinería

Esmeraldas

Refinería dela Libertad

Refinería

Amazonas

Refinería delPacífico

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000

400.000

450.000

500.000 375.000

* Estará lista en el 2017

200,000


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OFERTA-DEMANDA NACIONAL DE DERIVADOS ( MM Bls / Año 2012)

24 12 25 3

23 29 14 12

-14 -17 -3 9

1 9

24

12

25

3

2329

14 12

-14 -17

-3-9

19


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• Los datos de recursos naturales del país, particularmente los datos e información de

referencia relacionados a exploración y producción de hidrocarburos, son colectados y

usados durante el ciclo de vida de la inversión en E&P.

Oportunidadidentificación y

Acceso

Exploración &Evaluación

Desarrollo

Producción,operaciones y

mantenimiento

Contratación,abandono e

inversiones nuevas


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Relación del nivel de conocimiento en la cadena de valor


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Consolidar la soberanía del Estado ecuatoriano sobre sus recursosnaturales a través de las actividades que desarrolle la Empresa PúblicaPETROAMAZONAS .

Apoyarse en la inversión extranjera para la búsqueda de nuevas reservashidrocarburíferas y para la reactivación de la producción de los camposmaduros, con reglas de juego contractual claras y estables.

Garantizar una explotación hidrocarburífera social y ambientalmente

sustentable de sus recursos no renovables, mediante una estrictamitigación de riesgos ambientales y la redistribución prioritaria de la rentapetrolera para las comunidades localizadas en las zonas de exploración yproducción hidrocarburífera.


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• Nueva matriz energética. La meta es llegar al 93% de fuentes

renovables para el 2016.

• Financiamiento de la nueva refinería del Pacífico.

• USD $4.200 MM en inversiones en plantas hidroeléctricas. 8 proyectos

se encuentran en ejecución que duplicarán la capacidad actual para elaño 2016.

• Optimización de la energía eléctrica. 50% de la energía requerida en los

campos será producida por el gas asociado de los mismos campos.

• Administración de la justicia. Infraestructura y capacitación.

• Proyectos de educación y salud.


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• Los contratos de servicios están siendo ejecutados como se habia

planificado desde enero del 2011. La producción y las inversiones de las

compañias petroleras han superado las expectativas.

• El impuesto a la renta se ha reducido de 25% en el 2010 hasta el 22% en

el año 2013.

• Otros incentivos tributarios se han introducido con el nuevo Código de la

Producción y además se han reducido los aranceles.


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Décadas de los 60 y 70: Contrato de concesión y asociación.

Década de los 80: Contrato de prestación de servicios concostos reembolsables.

Década de los 90: Contratos de participación en laproducción.

Segunda década del siglo XXI: Contrato de prestación de

servicios con tarifa.


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Occidental 15 Napo Prestación de Servicios ene-85

Esso-Hispanoil 8 Pastaza-Napo Prestación de Servicios abr-85

Belco 1 y 2 Guayas costa fuera Prestación de Servicios jun-85 Texaco-Pecten 6 Manabí Prestación de Servicios Nov. 1985

British Petroleum 7 Napo Prestación de Servicios Dic. 1985

Conoco-Nomeco- Diamond & Sharmrok Opic 16 Napo Prestación de Servicios 1986

Elf Aquitaine, Braspetro y Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF) 14 Napo Prestación de Servicios abr-87

Petrobrás, Elf Aquitaine y Britoil 17 Orellana Prestación de Servicios may-87

Teneco-Diamond-Yukon-Maersk 12 Orellana Prestación de Servicios may-87

Petrocanadá 9 Orellana Prestación de Servicios jun-87

Arco 10 Orellana Prestación de Servicios 1987

Unocal 13 Orellana Prestación de Servicios 1987 Mobil 18 Orellana Prestación de Servicios 1989

Arco-Mobil 19 Orellana Prestación de Servicios 1989

Cons-Conoco 22 Orellana Prestación de Servicios 1989

Santa Fe 11 Orellana Contrato de Participación 1997

Amoco 18 Orellana Contrato de Participación 1997

Triton 19 Orellana Contrato de Participación 1997

Oryx 21 Orellana Contrato de Participación 1997

City Ramro 27 Orellana Contrato de Participación 1997

Tripetrol 28 Orellana Contrato de Participación 1997 Edc 3 Costa Fuera Contrato de Participación 1997

Cgc-San Jorge 23 Orellana Contrato de Participación oct-97

Arco Oriente 24 Orellana Contrato de Participación nov-97

Pérez Companc 31 Orellana Contrato de Participación dic-97

Se declaró desierta Contrato de Participación 2004.

Consorcio Dgc Singue Sucumbíos Prestación de Servicios 2012

Consorcio Interpec Ocano-Peña Blanca Sucumbíos Prestación de Servicios 2012

Consorcio Marañon Eno -Ron Sucumbios / Orellana Prestación de Servicios 2012


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AGIP OIL Bloque 10 15.200

ANDES PETROLEUM ECUADOR LTD Tarapoa 34.100

CONSORCIO PETROLERO BL.16 Bloque 16 39.520

CONSORCIO PETROLERO TIVACUNO Tivacuno 4.200

CONSORCIO PETROLERO BL. 14 Bloque 14 5.600

CONSORCIO PETROLERO BL. 17 Bloque 17 8.000

SIPETROL Mauro Dávalos Cordero 7.400

SIPETROL Mauro Dávalos Cordero Incremental 4.500SIPETROL Paraíso, Biguno, Huachito, I.(PBHI) 2.100

CONSORCIO PETROLERO PALANDA YUCA Palanda-Yuca Sur 2.000

CONSORCIO PETROSUD PETRORIVA Pindo 5.600

TECPECUADOR Bermejo-Rayo 3.600

PETROBELL Tigüino 3.700

PACIFPETROL Gustavo Galindo 1.200

CONSORCIO PEGASO Puma 1.800

CONSORCIO DGC Singue

CONSORCIO INTERPEC Ocano-Peña Blanca

PECS IECONTSA Eno Ron

SIPETROL Jambelí

NOTAS: Las tarifas corresponden a las determinadas en los Contratos suscritos.


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10,000 BPPD30,000 BPPD

35 USD/ BP30 USD/ BP25 USD/ BP


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El sistema tarifario, reconoce al inversionista una rentabilidad libre del riesgo de mercado,lo cual asegura una rentabilidad justa y conforme al riesgo del negocio y al riesgo de

inversión.


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La tarifa del contrato corresponderá a la ponderación de tresvalores para tres intervalos de producción. Los intervalos sedefinirán con dos límites de producción (L1 y L2).

Las tarifas para cada intervalo de producción se deberán

ofertar y definir en el momento de la licitación, con lafinalidad de que la tarifa por barril resultante (valorponderado) corresponda a un rango estimado de

rentabilidad que se encuentre entre el y el para

el proyecto.


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En un período determinado si la producción diaria promedio es:

Menor a , se pagará la tarifa de por cada barril producido.Si la producción supera , por los barriles adicionales se pagará solo la tarifa ; y

Si la producción sobrepasa , por los barriles excedentes se pagará solo la tarifa

Si la produción diaria promedio mensual es la tarifa promedio por cada barril de

petroleo producido durante ese mes sería:

es la parte de inferior a

es la parte que está entre y

es la parte de superior a


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10,000 BPPD30,000 BPPD

35 USD/ BP30 USD/ BP25 USD/ BP


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30 USD/ BP representa el ingreso que recibiría la empresa contratista por cada barril deproducción fiscalizada

0 – 10.000 BPPD = 35 USD/ BP10.000 – 30.000 BPPD = 30 USD/ BPmayor a 30.000 BPPD = 25 USD/ BP


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ID = Ingreso Disponible IB= Ingreso BrutoMS= Margen de Soberanía = IB* 25% Ct = Costo del Transporte

Cc = Costo de Comercialización Ley 10 = US$ 1.00/Bl Ley 40* = US$ 0.05/Bl

Con el Ingreso Disponible, la Secretaría pagará laTarifa por Barril. La Secretaría comunicará a la

Contratista el Ingreso Disponible para cada mes, y,

de ser el caso, un detalle de los valores que seacumularían de conformidad con la Cláusula 14.5.

del proyecto de contrato

* De ser aplicable


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El Pago a la Contratista por barril de crudo neto producido se regirá a los siguientes

conceptos:

PCt = Pago a la Contratista en el período t.TP = $ US XX,XX (XX Dólares con XX centavos) / Barril (Tarifa por Barril).

Qt = Producción fiscalizada en el período t.FAt = Factor de ajuste por inflación de los costos operativos fijos y variables.

El periodo t para el pago a la Contratista tiene una periodicidad mensual, sin embargopara el FAt permanecerá invariable y se lo ajustará con una periodicidad anual.


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En caso que el Ingreso Disponible no sea suficiente para cubrir el pago, elsaldo faltante se acumulará durante el mes o Año Fiscal pertinente.

La acumulación o carry forward será solo dentro de la vigencia delcontrato.

Garantía bancaria para el período de exploración, equivalente al 20%del total del programa exploratorio.

Garantía bancaria para el período de explotación, equivalente al 20%de las inversiones de los tres primeros años.

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