4to. Trimestre 2013 - Banco Central del Ecuador

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REPORTE DEL SECTOR
PETROLERO
IV Trimestre de 2013
DIRECCIÓN DE ESTADÍSTICA ECONÓMICA
BCE
Banco Central del Ecuador
Diseño, Diagramación y Procesamiento:
Departamento de publicaciones económicas
Dirección de Estadística Económica
Banco 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
REPORTE DEL SECTOR PETROLERO Octubre-Diciembre 2013
REPORTE DEL SECTOR PETROLERO
Octubre-Diciembre 2013
INTRODUCCIÓN
7
PRODUCCIÓN NACIONAL DE PETRÓLEO
8

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO DE EMPRESAS PÚBLICAS

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO DE COMPAÑÍAS PRIVADAS
9
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

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
19
25

OFERTA DE DERIVADOS
25

DEMANDA DE DERIVADOS
28

EXPORTACIONES DE DERIVADOS
28
3
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
4
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
5
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
6
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.
7
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
Primer Trimestre
Segundo Trimestre
Tercer Trimestre
Cuarto Trimestre
Total Anual
2011
45,3
45,4
45,5
46,2
182,4
2012
45,7
45,5
46,8
46,3
184,3
2013
45,5
47,4
49,1
50,1
192,1
Variación
2013-2011
0,5%
4,3%
8,1%
8,4%
5,4%
Variación
2013-2012
-0,3%
4,1%
4,9%
8,1%
4,2%
Miles de barriles diarios
Período
Primer Trimestre
Segundo Trimestre
Tercer Trimestre
Cuarto Trimestre
Total Anual
2011
503,7
498,7
494,0
502,1
499,6
2012*
502,1
499,9
508,8
503,5
503,6
2013
506,1
520,4
534,0
544,4
526,4
Variación
2013-2011
0,5%
4,3%
8,1%
8,4%
5,4%
Variación
2013-2012
0,8%
4,1%
4,9%
8,1%
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).
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.
1
8
Gráfico 1
PRODUCCIÓN NACIONAL DE PETROLEO
195
175
155
135
115
95
75
55
35
15
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
*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.
9
Cuadro 2
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EMPRESAS PÚBLICAS
Período
Primer Trimestre
Segundo Trimestre
Tercer Trimestre
Cuarto Trimestre
Total
2011
32,3
32,5
32,6
33,1
130,5
2012
32,8
32,8
34,2
33,8
133,7
2013
33,8
35,3
37,3
38,4
144,9
Variación Variación
201320132011
2012
4,8%
3,1%
8,7%
7,8%
14,4%
9,0%
16,1%
13,6%
11,0%
8,4%
Período
Primer Trimestre
Segundo Trimestre
Tercer Trimestre
Cuarto Trimestre
Total Anual
2011
358,8
357,3
354,4
360,0
357,6
2012*
360,7
360,2
372,0
367,7
365,2
2013
376,1
388,2
405,5
417,9
397,0
Variación
2013-2011
4,8%
8,7%
14,4%
16,1%
11,0%
Variación
2013-2012
4,3%
7,8%
9,0%
13,6%
8,7%
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
10
Cuadro 3
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO PETROAMAZONAS EP
Período
Primer Trimestre
Segundo Trimestre
Tercer Trimestre
Cuarto Trimestre
Total
2011
14,3
14,4
14,1
14,3
57,2
2012
13,6
13,4
13,7
13,5
54,3
2013
27,9
28,9
30,6
31,8
119,2
Variación 20132011
94,5%
101,4%
116,1%
122,4%
108,6%
Variación 20132012
105,6%
115,4%
122,5%
134,9%
119,6%
Período
Primer Trimestre
Segundo Trimestre
Tercer Trimestre
Cuarto Trimestre
Total
2011
159,4
157,8
153,7
155,5
156,6
2012*
149,1
147,6
149,3
147,3
148,3
2013
310,1
317,8
332,2
345,9
326,6
Variación 20132011
94,5%
101,4%
116,1%
122,4%
108,6%
Variación 20132012
107,9%
115,4%
122,5%
134,9%
120,2%
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.
11
Cuadro 4
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO RÍO NAPO
2010
4,3
4,5
4,6
4,7
18,1
Primer Trimestre
Segundo Trimestre
Tercer Trimestre
Cuarto Trimestre
Total
2011
4,8
4,9
5,7
5,8
21,1
Variación Variación
2012 2012-2010 2012-2011
5,9
37,2%
22,9%
6,4
42,9%
32,0%
6,7
48,0%
18,9%
6,6
40,8%
15,2%
25,7
42,3%
21,8%
Período
Primer Trimestre
Segundo Trimestre
Tercer Trimestre
Cuarto Trimestre
Total
2011
48,1
49,3
49,5
51,1
49,5
2012*
53,1
53,4
61,7
62,5
57,7
2013
66,0
70,4
73,3
72,0
70,5
Variación
2013-2011
37,2%
42,9%
48,0%
40,8%
42,3%
Variación
2013-2012
24,2%
32,0%
18,9%
15,2%
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
12
Cuadro 5
PRODUCCIÓN DE PETROLEO DE LAS COMPAÑIAS PRIVADAS
Primer Trimestre
Segundo Trimestre
Tercer Trimestre
Cuarto Trimestre
Total
2011
13,0
12,9
12,8
13,1
51,8
2012
12,9
12,7
12,6
12,5
50,7
2013
11,7
12,0
11,8
11,6
47,2
Variación
2013-2011
-10,3%
-6,5%
-7,9%
-10,9%
-8,9%
Variación
2013-2012
-9,0%
-5,4%
-6,1%
-6,8%
-6,8%
Período
Primer Trimestre
Segundo Trimestre
Tercer Trimestre
Cuarto Trimestre
Total
2011
144,9
141,5
139,6
142,0
142,0
2012*
141,3
139,8
136,8
135,8
138,4
2013
130,0
132,2
128,5
126,5
129,3
Variación
2013-2011
-10,3%
-6,5%
-7,9%
-10,9%
-8,9%
Variación
2013-2012
-8,0%
-5,4%
-6,1%
-6,8%
-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).
13
Gráfico 2
TRANSPORTE POR OELODUCTOS
200
150
100
50
0
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
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.
14
Cuadro 6
MATERIA PROCESADA EN REFINERÍAS DEL PAÍS
Año
Período
2011 Enero-marzo
Abril-Junio
Julio-septiembre
Octubre-Diciembre
Esmeraldas
Libertad Amazonas TOTAL
Otros
(a)
Planta de Gas
Shushufindi Gas
asociado MM.PC*
9,1
3,8
1,2
14,0
0,5
0,001
9,0
3,4
1,8
14,2
0,5
0,001
9,2
3,8
1,8
14,9
0,5
0,001
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
Abril-Junio
8,2
3,9
1,8
13,9
0,0
0,001
8,5
3,9
1,8
14,2
0,1
0,001
Julio-septiembre
7,8
3,9
1,8
13,5
0,1
0,001
Octubre-Diciembre
8,4
3,8
1,8
14,0
0,1
0,001
TOTAL
32,9
15,5
7,2
55,6
0,3
0,004
2013 Enero-marzo
Abril-Junio
5,8
3,9
1,8
11,5
0,1
0,001
7,3
3,9
1,8
12,9
0,1
0,001
Julio-septiembre
8,5
3,7
1,8
14,1
0,1
0,001
Octubre-Diciembre
7,1
4,0
1,6
12,7
0,1
0,001
28,6
15,5
7,1
51,3
0,3
0,005
TOTAL
(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.
15

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
VOLUMEN
PRECIO
Millones
USD/Bl
Bls.
2012
VALOR VOLUMEN
PRECIO
Millones Millones
USD/Bl
USD
Bls.
2013
VALOR VOLUMEN
VALOR
PRECIO
Millones Millones
Millones
USD/Bl
USD
Bls.
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
121,7
96,93
11.800,0
129,5
98,18
12.715,6
140,2
95,63
13.411,8
TOTAL
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).
16
Gráfico 3 DESTINO
DE PETROLEO POR PAÍSES
ESTADOS UNIDOS
88,1
CHILE
21,8
PERÚ
15,2
JAPÓN
4,4
PANAMÁ
3,4
CHINA
3,3
ESPAÑA
3,1
HONG KONG
1,1
0,0
20,0
40,0
60,0
80,0
100,0

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.
17
Cuadro 8
EXPORTACIONES EP PETROECUADOR
PERIODO
EXPORTACIONES CRUDO
ORIENTE
VALOR
VOLUMEN PRECIO
Miles
Miles Bls. USD/Bl
USD
EXPORTACIONES CRUDO NAPO
VOLUMEN PRECIO
Miles Bls. USD/Bl
VALOR
Miles
USD
EXPORTACIONES TOTALES
VOLUMEN PRECIO
Miles Bls. 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
100,91
1.953,6
1.928,8
9,1
8,1
97,92
891,2
747,7
28,5
28,0
99,95
III Trimestre
19,4
19,9
2.844,8
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
21,6
90,66
10,5
86,36
32,1
89,25
2.868,9
82,7
97,36
41,5
92,91
124,1
95,87
11.900,9
IV Trimestre
TOTAL 2013
96,71
1.962,5
8.048,6
92,41
906,4
3.852,3
95,47
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
I Trimestre - 2012
II Trimestre -2012
III Trimestre - 2012
IV Trimestre - 2012
TOTAL 2012
I Trimestre - 2013
II Trimestre - 2013
IV Trimestre - 2013
TOTAL 2013
VOLUMEN
VALOR
Millones Bls. Millones USD
4,2
3,5
4,9
4,5
17,2
4,2
3,8
4,1
4,0
16,1
430,5
354,0
452,9
414,2
1.651,6
400,6
360,4
396,1
353,7
1.510,9
PRECIO
USD/Bl
101,76
99,97
92,28
91,74
96,05
96,50
94,38
96,75
87,36
93,77
18
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
PRECIO BARRIL USD
120
110
107.9
100
102,0
108.8
96.4
90
80
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
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.
7
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/
19
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.
20
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
8
http://tematicas.org; http:// ww.crisisglobalhoy.com; http://es.euronews.com/; http://www.dineroenimagen.com;
21
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
120
109.7
PRECIO BARRIL USD
110
105,91
100
94,6
92,7
90
80
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
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.
22
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
120
111,5
110.8
PRECIO BARRIL USD
110
98.4
100
93,8
90
80
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
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://tematicas.org; http:// ww.crisisglobalhoy.com; http://es.euronews.com/; http://www.dineroenimagen.com ;
23
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.
24
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
I Trimestre - 2012
II Trimestre - 2012
IV Trimestre - 2012
TOTAL 2012
I Trimestre - 2013
II Trimestre - 2013
IV Trimestre - 2013
TOTAL 2013
PRODUCCIÓN
NACIONAL DE
DERIVADOS
IMPORTACIÓN DE
DERIVADOS
OFERTA DE
DERIVADOS
17,2
18,4
18,0
17,9
71,6
15,8
17,1
19,0
17,8
69,7
9,3
11,3
10,8
11,6
43,0
11,7
11,9
12,5
12,5
48,6
26,5
29,8
28,7
29,5
114,6
27,6
29,0
31,4
30,3
118,3
Las importaciones de diesel, nafta de alto octano y gas licuado de petróleo (GLP), se
sintetiza a continuación:
25
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.
26
Cuadro 11
DERIVADOS IMPORTADOS
PERIODO
NAFTA ALTO OCTANO
DIESEL
GAS LICUADO DE PETROLEO
VOLUMEN
VALOR VOLUMEN
VALOR VOLUMEN
VALOR
PRECIO
PRECIO
PRECIO
Millones
Millones
Millones
Millones
Millones
Millones
USD/Bl
USD/Bl
USD/Bl
Bls.
USD
Bls.
USD
Bls.
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
Ene-Mar 13
14,2 143,91
2.048,2
17,0 136,14
2.317,5
9,0
71,44
643,8
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
2012 Enero-Marzo
Abril-Junio
Julio-Septiembre
Octubre-Diciembre
VOLUMEN
Millones Bls.
0,6
0,8
0,6
0,6
PRECIO
USD/Bl
131,9
123,6
126,5
130,2
VALOR
Millones USD
83,0
103,7
78,9
82,1
Total 2012
2013 Enero-Marzo
Abril-Junio
Julio-Septiembre
Octubre-Diciembre
Total 2013
2,7
0,4
0,6
0,4
0,6
2,1
127,7
132,6
114,8
122,0
120,5
121,5
347,6
55,5
72,0
50,9
76,1
254,5
Año
Período
27

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
MES - AÑO
Ene-Mar 12
Abr-Jun 12
Jul-Sep 12
Oct-Dic 12
TOTAL 2012
Ene-Mar 13
Abr-jun 13
Jul-Sep 13
Oct-Dic 13
TOTAL 2013
GASOLINA
DIESEL
5,6
5,9
6,0
6,2
23,6
5,8
6,1
6,4
6,6
24,9
6,7
6,9
7,5
8,1
29,3
7,1
7,9
7,9
9,0
31,9
GLP OTROS *
2,9
3,0
3,0
3,0
11,8
2,9
3,0
3,2
3,1
12,2
4,7
4,9
5,2
5,9
20,6
5,2
5,4
5,1
5,6
21,3
TOTAL
19,9
20,6
21,6
23,2
85,3
21,0
22,4
22,6
24,3
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.
28
Cuadro 14
EXPORTACIONES DE DERIVADOS DE PETROLEO
RESIDUO/FUEL OIL 6
MES - AÑO
NAFTA BAJO OCTANO
EXPORTACIONES TOTALES
VOLUMEN PRECIO VALOR VOLUMEN PRECIO VALOR VOLUMEN PRECIO
VALOR
Millones USD/Bl Millones
Bls.
USD
Bls.
USD
Bls.
USD
Ene-Mar 12
Abr-Jun 12
Jul-Sep 12
Oct-Dic 12
2,5
109,97
276,1
-
-
2,5
109,97
276,1
3,1
99,78
314,2
0,6
102,56
58,1
3,7
100,20
372,3
1,7
99,04
167,7
0,6
110,38
61,9
2,3
101,86
229,6
1,2
94,77
115,3
0,3
119,99
40,9
1,6
100,29
156,2
TOTAL 2012
Ene-Mar 13
Abr-Jun 13
Jul-Sep 13
Oct-Dic 13
TOTAL 2013
8,6
101,91
873,3
1,5
109,59
160,9
10,0
103,03
1.034,2
1,1
99,01
111,7
0,2
124,08
19,5
1,3
102,07
131,1
0,9
91,90
84,5
0,4
93,29
33,1
1,3
92,29
117,5
2,3
94,22
213,1
0,5
102,91
52,3
2,8
95,81
265,4
1,5
93,43
139,4
0,4
104,39
37,5
1,9
95,56
176,9
5,8
94,58
548,6
1,4
103,24
142,4
7,2
96,24
691,0
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%.
29
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
-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
Nafta Alto Octano
Diferencia Ingreso y Costo (miles de dólares)
Precio Venta Interna (dólares por barril)
Ingreso Venta Interna (miles de dólares)
54,5
53,8
52,9
686.842,4
766.007,6
846.043,7
-1.337.453,5
-1.600.345,8
-1.882.299,1
15.089,3
17.022,9
20.841,0
Diesel
130,8
136,1
131,7
1.974.074,9
2.317.514,5
2.745.680,1
42,2
42,1
41,4
636.621,4
717.168,7
863.381,0
-636.164,4
-523.175,6
-522.453,4
9.734,8
9.011,7
9.565,3
Gas Licuado de Petróleo
79,2
71,4
68,7
770.747,3
643.759,8
657.502,4
13,8
13,4
14,1
134.582,9
120.584,2
135.048,9
30
BCE

4to. Trimestre 2013 - Banco Central del Ecuador

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