K1. Metas y Objetivos 2013-2016

EMPRESA PÚBLICA DE HIDROCARBUROS

DEL ECUADOR EP PETROECUADOR

PLAN

OPERATIVO

AÑO 2013

METAS OPERATIVAS DE:

PRODUCCIÓN, TRANSPORTE Y ALMACENAMIENTO; REFINACIÓN Y COMERCIALIZACIÓN INTERNA Y EXTERNA DE CRUDO, GAS NATURAL Y DERIVADOS

2013-2016

COORDINACIÓN GENERAL DE PLANIFICACIÓN

ESTRATÉGICA Y CONTROL DE PROGRAMAS

PLAN OPERATIVO E INVERSIONES 2013 Página 1

CONTENIDO INTRODUCCIÓN MISIÓN VISIÓN POLÍTICAS VALORES OBJETIVOS ESTRATEGIAS VALORES CUADRO RESUMEN PLAN OPERATIVO METAS OPERATIVAS POR ACTIVIDAD OPERACIONAL

• EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

• GAS NATURAL

• TRANSPORTE Y ALMACENAMIENTO

• REFINACIÓN

• COMERCIALIZACIÓN

• COMERCIO INTERNACIONAL

• SEGURIDAD, SALUD Y AMBIENTE

• DESARROLLO ORGANIZACIONAL

• REFINERÍA DEL PACÍFICO

• OPERACIONES RÍO NAPO CUADROS MENSUALES METAS OPERATIVAS CUADROS RESUMEN METAS PLURIANUALES 2013-2016


ÍNDICE

Introducción ...................................... ................................................................... 02

Misión EP PETROECUADOR ................................................................................ 04

Visión EP PETROECUADOR ................................................................................ 04

Valores .................................................................................................................. 04

Políticas ................................................................................................................. 05

Objetivos ................................................................................................................ 05

Estrategias……………………………………………………………………………..05-06

1. Exploración y Producción

1.1 Exploración ...................................................................................................... 07

1.1.1 Incremento de Reservas ............................................................................... 07

1.2 Producción ....................................................................................................... 08

1.2.1 Incremento de Producción ............................................................................ 08

1.3 Operadora Río Napo(Subsidiaria) .................................................................... 09

2. Gas Natural

2.1 Demanda Interna de Gas Natural .................................................................... 12

3. Transporte de crudo y derivados

3.1 Transporte de Crudo SOTE ............................................................................. 12

3.2 Transporte de Derivados por poliductos .......................................................... 13

4. Cargas de crudo a Refinerías y Producción de Der ivado

4.1 Cargas de Crudo.............................................................................................. 14

4.1.1 Paros de mantenimiento programado en las unidades de las Refinerías……15

4.2 Producción de Derivados ................................................................................. .17

5. Comercialización Interna de Derivados

5.1 Demanda Interna de Derivados ....................................................................... 22

6. Comercialización Externa de Crudo y Derivados

6.1 Exportación de Crudo (Oriente y Napo) ........................................................... 25

6.2 Importación de Derivados ................................................................................ 26

6.3 Exportación de Derivados ................................................................................ 26


7. Seguridad, Salud y Ambiente .................... ...................................................... 27

8. Desarrollo Organizacional ...................... ......................................................... 28

9. Refinería del Pacífico (Subsidiaria) ........... ..................................................... 29

ÍNDICE DE CUADROS

Cuadro N° 1: Resumen ejecutivo Plan Operativo ................................................... 06

Cuadro N° 2: Producción de Crudo bls/mes ........................................................... 10

Cuadro N° 3: Producción de Crudo bls/día ............................................................ 10

Cuadro N° 4: Producción y abastecimiento de Gas Natural al Consumo Interno ... 12

Cuadro N° 5: Transporte de Crudo ........................................................................ 13

Cuadro N° 6: Volumen de Derivados Transportado por Poliductos ........................ 14

Cuadro N° 7: Cargas de crudo ............................................................................... 15

Cuadro N° 8: Paros programados por Refinería..................................................... 15

Cuadro N° 9: Producción neta de derivados .......................................................... 20

Cuadro N° 10: Consumo Interno de Derivados ...................................................... 23

Cuadro N° 11: Exportación de Crudo ..................................................................... 25

Cuadro N° 12: Importación de Derivados ............................................................... 25

Cuadro N° 13: Exportación de derivados ............................................................... 26

CUADROS MENSUALES METAS OPERATIVAS 2013………………………… 32- 40

CUADROS RESUMEN METAS PLURIANUALES 2013-2016………………… ..42-45

CUADRO RESUMEN PROYECTOS DE INVERSIÓN 2013…………………………47

ÍDICE DE GRAFICOS

Gráfico N° 1: Cronograma de paros de mantenimiento .......................................... 16


Introducción

El Plan Operativo Anual (POA) es un instrumento de gestión, el mismo que establece los principales objetivos institucionales y la programación de las metas operativas de cada una de las unidades de negocio de la Empresa Pública EP PETROECUADOR, establecidas en el año 2013. El Plan Operativo, se ha enmarcado de acuerdo con los lineamientos definidos por El Gobierno Nacional, Ministerio Coordinador de Sectores Estratégicos y Ministerio de Recursos Naturales No Renovables, en cumplimiento de lo dispuesto en su Ley Constitutiva y acorde a la orientación empresarial. Su finalidad es priorizar, organizar y programar acciones de corto plazo, a fin de elevar la calidad, eficiencia y efectividad de la gestión pública; de igual manera el Plan Operativo guarda concordancia con criterios y lineamientos de sostenibilidad fiscal, conforme a lo dispuesto en el artículo 286 de la constitución de la República. De acuerdo a sus funciones, la Coordinación General de Planificación Estratégica ha elaborado el presente documento en coordinación con las diferentes unidades de negocio en el que se establecen las principales acciones, metas y proyectos a realizar. MISIÓN EP PETROECUADOR "La Empresa Pública de Hidrocarburos del Ecuador EP PETROECUADOR con las subsidiarias que creare, gestionará el sector hidrocarburífero mediante la exploración, explotación, transporte, almacenamiento, industrialización y comercialización de hidrocarburos, con alcance nacional, internacional y preservando el medio ambiente; que contribuyan a la utilización racional y sustentable de los recursos naturales para el desarrollo integral, sustentable, descentralizado y desconcentrado del Estado, con sujeción a los principios y normativas previstas en la Constitución de la República, la Ley Orgánica de Empresas Públicas, la Ley de Hidrocarburos y Marco Legal ecuatoriano que se relacione a sus específicas actividades".

VISIÓN EP PETROECUADOR "Ser la Empresa Pública que garantice el cumplimiento de metas fijadas por la política nacional y reconocida internacionalmente por su eficiencia empresarial de primera calidad en la gestión del sector hidrocarburífero, con responsabilidad en el área ambiental y conformada por talento humano profesional, competente y comprometido con el País"

VALORES

1. Integridad 2. Respeto 3. Responsabilidad 4. Excelencia


POLÍTICAS

1. Mantener la relación reservas-producción 2. Incrementar el nivel de producción nacional de petróleo y derivados 3. Garantizar el transporte y almacenamiento seguro de petróleo desde los

centros de producción hasta el consumo 4. Garantizar el almacenamiento y transporte de los derivados de petróleo y GLP

con oportunidad, calidad, seguridad, y protección al medio ambiente 5. Regular la participación en la comercialización de derivados y GLP captando

en cuatro años el 30 %. 6. Contribuir al desarrollo organizacional 7. Desarrollar el talento humano en áreas técnicas, administrativas y operativas. 8. Contribuir en la implantación del Plan de Soberanía Energética 9. Participar en la comercialización de hidrocarburos y derivados al usuario final

en mercados internacionales. 10. Priorizar la prevención de los impactos ambientales en coordinación con las

gerencias 11. Asumir la responsabilidad social corporativa en el área de influencia de EP

PETROECUADOR 12. Asumir el manejo de contingencias y remediación de los pasivos ambientales 13. Consolidar institucionalmente el Sistema de Seguridad Integral

OBJETIVOS

1. Incrementar la rentabilidad de EP PETROECUADOR 2. Incrementar las reservas y producción de hidrocarburos de EP

PETROECUADOR 3. Incrementar la capacidad de refinación e incrementar la calidad de los

derivados que produce EP PETROECUADOR para abastecer al mercado mediante su comercialización

4. Incrementar la participación de EP PETROECUADOR en el mercado internacional de hidrocarburos

5. Incrementar la eficiencia de EP PETROECUADOR y sus empresas subsidiarias

6. Incrementar la responsabilidad social, la protección ambiental, la seguridad y la salud ocupacional en EP PETROECUADOR

7. Incrementar el desarrollo del capital humano de EP PETROECUADOR

ESTRATEGIAS

Objetivo Estrategia

1

• Generar recursos a través del apalancamiento financiero. • Generar la estructura de costos. • Optimizar el desempeño administrativo de la Empresa. • Mejorar la imagen corporativa de la empresa

2 • Optimizar la exploración, explotación del crudo

3

• Mejorar la oferta con derivados de alta calidad. • Desarrollar mecanismos que eviten las diferencias volumétricas. • Optimizar la refinación, abastecimiento, traslado y

comercialización de derivados


4

• Mejorar la infraestructura para la exportación. • Estructurar líneas de negocios eficientes en explotación y

comercialización en el exterior. • Potenciar relaciones comerciales con países cercanos.

5

• Mejorar la infraestructura para la exportación. • Estructurar líneas de negocios eficientes en explotación y

comercialización en el exterior. • Potenciar relaciones comerciales con países cercanos.

6

• Generar una cultura de responsabilidad social y de prevención de riesgos laborales en la empresa.

• Prevenir, controlar y mitigar los impactos socio-ambientales en todas las operaciones de la empresa.

• Implementar un sistema integral de seguridad física en EP PETROECUADOR.

7

• Adoptar una cultura empresarial de excelencia, valores e innovación.

• Desarrollar las competencias de talento humano. • Desarrollar la gestión del conocimiento.

Cuadro N° 1: Resumen ejecutivo Plan Operativo

Año 2013 Cifras en miles de barriles

EJECUTADO BLS.

EJECUTADO%

POA REPROG. %

PRODUCCIÓN DE CRUDO 82.583 80.518 90.723 10.205 12,7% 9,9% EP PETROECUADOR 60.567 59.386 65.105 5.720 9,6% 7,5% RIO NAPO 22.016 21.132 25.617 4.485 21,2% 16,4%

PRODUCCIÓN DE GAS NATURALDESTINADO AL MERCADO INTERNO (b)

16.139 16.193 24.611 8.418 52,0% 52,5%

SECTOR ELECTRICO 14.601 14.457 20.757 6.300 43,6% 42,2%PLANTA DE GNL 1.538 1.736 3.854 2.118 122,0% 150,6%

TRANSPORTE DE CRUDO 181.392 179.870 184.073 4.203 2,3% 1,5% SOTE 128.502 129.155 128.972 (183) -0,1% 0,4% OCP 52.891 50.715 55.101 4.386 8,6% 4,2%

EXPORTACIÓN DE CRUDO 111.726 117.911 119.351 1.440 1,2% 6,8%CRUDO ORIENTE 78.763 78.297 75.760 (2.537) -3,2% -3,8%CRUDO NAPO 32.963 39.614 43.591 3.977 10,0% 32,2%

CARGAS DE CRUDO 55.653 56.194 50.002 (6.192) -11,0% -10,2% ESMERALDAS 33.545 33.894 28.192 (5.702) -16,8% -16,0% LIBERTAD 15.119 15.240 15.046 (194) -1,3% -0,5% AMAZONAS 6.990 7.060 6.764 (296) -4,2% -3,2%

PRODUCCIÓN DE DERIVADOS 71.681 72.612 70.554 (2.058) -2,8% -1,6%

DESPACHO DE DERIVADOS 87.002 86.332 91.926 5.594 6,5% 5,7%

IMPORTACIÓN DE DERIVADOS 45.745 43.864 50.670 6.807 15,5% 10,8%

EXPORTACIÓN DE DERIVADOS 9.733 10.718 4.081 (6.636) -61,9% -58,1%

Nota: (a) Ejecutado 2012 Enero - Agosto real y Septiembre - Diciembre estimado

(b) Los volumenes de Gas Natural estan en millones de pies cúbicos.

Fuente: POA Reprogramado 2012, Informe Comisión Interistitucional EP PETROECUADOR, Secretaría de Hidrocarburos MRNNR

Elaboración: Coordinación General de Planificación Estratégica y Control de Programas, EP PETROECUADOR

DETALLEEJECUTADO

2012 (a)

POA 2013

VARIACIÓN POA 2013/2012POA REPROG.

2012


A continuación se presenta en forma mas detallada las actividades operativas que desarrollaran las diferentes unidades de negocio durante el año 2013, bajo un marco legal así como normativas, directrices y políticas impartidas por entes de Gobierno, Nacional, de igual manera se describe en forma secuencial política, su alineación con los objetivos del Plan Nacional Para el Buen Vivir, objetivos, específicos, metas e indicadores los que permitirán medir la gestión de responsabilidad directa de EP PETROECUADOR en lo referente a :

• Exploración y Producción • Gas Natural • Transporte • Refinación • Comercialización interna y externa • Seguridad, Salud y Ambiente • Desarrollo Organizacional • Refinería del Pacifico (Subsidiaria)

1. EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN Las operaciones que se ejecutan son consideradas de alto riesgo (Upstream) en la industria hidrocarburífera, estas son de responsabilidad directa de la Gerencia de Exploración y Producción de EP PETROECUADOR, cuya gestión estratégica es la de explorar y explotar los yacimientos hidrocarburíferos, que requieren de la aplicación de principios altamente técnicos, los que incluyen un exigente nivel de cuidado en la preservación de los recursos socio-ambientales, respetando la biodiversidad de las zonas de influencia de sus operaciones. Su ámbito de operación directa, se circunscribe a las áreas concesionadas por el Estado, éstas son: Lago Agrio, Shushufindi, Auca, Libertador y Cuyabeno; a su vez es responsable de la supervisión de los contratos de “Alianzas Operativas” 1.1 EXPLORACIÓN

Incremento de Reservas.

POLÍTICA

Intensificar la actividad exploratoria que permita el descubrimiento de los nuevos prospectos y ampliar el horizonte Hidrocarburífero del país a fin de mantener la relación reserva producción.

OBJETIVO PLAN NACIONAL PARA EL BUEN VIVIR

Objetivo No 11 Establecer un sistema económico solidario y sostenible

OBJETIVO ESPECÍFICO Incrementar nuevas reservas


ESTRATEGIAS

Perforar 5 pozos exploratorios (retrasados del año 2012 por demora en la obtención de licencias ambientales) en los prospectos: Anura, Boa, Tortuga Norte, Tortuga Sur y AED 1, según el siguiente detalle:

PROSPECTO

MEDIA (SIN

RIESGO)

MEDIA (CON

RIESGO) MMBP MMBP

ANURA 3.8 2.66

BOA 3.98 2.79

TORTUGA NORTE 7.85

5.49

TORTUGA SUR 3.71 2.6

AED 4.16 2.5

TOTAL 23.51 16.04

META ANUAL Confirmar la existencia de 23.51 MMBP de Reservas Posibles sin riesgo y 16.04 MMBP de Reservas Posibles con riesgo

INDICADOR DE GESTIÓN

Volumen de Reservas Posibles programadas vs. Volumen de Reservas probadas.

1.2 PRODUCCIÓN

Incremento de Producción

POLÍTICA Incrementar y/o mantener el volumen de producción

de petróleo, en los campos operados directamente por la Gerencia de Exploración y Producción.


Objetivo No 11 Establecer un sistema económico solidario y

sostenible

OBJETIVO ESPECÍFICO Optimizar la explotación de cru do

ESTRATEGIAS

• Perforar y completar 87 pozos de los cuales: 5 son exploratorios, 80 de desarrollo y 1 reinyector.

• Se realizarán 53 trabajos de reacondicionamiento cargados a inversión. Éstos se dividen en: 39 cambios de zona, 12 cambios de levantamiento y dos abandonos.

• Se realizarán 220 trabajos de reacondicionamiento cargados a OPEX, de los cuales 211 son pullings y 9 son SQZ.

• Tramitar en forma oportuna la aprobación de los estudios de Impacto Ambiental y la aprobación de Licencias Ambientales.


• El consorcio Shushufindi realizará los siguientes trabajos en el 2013: 22 pozos de desarrollo, 2 completaciones duales y 23 cambios de zonas.

• El consorcio Pardaliservices realizará los siguientes trabajos en el 2013 en el campo Libertador: 5 pozos de desarrollo, 1 pozo exploratorio y 12 cambios de zona.

META

Producir en el año 2013, en los campos operados por la Gerencia de Exploración y Producción: 65’105.025 barriles de petróleo, que corresponden a una producción promedio diaria de 178.370 barriles.


Barriles de petróleo producidos vs. Barriles de petróleo proyectados.

Pozos perforados vs. Pozos programados. 1.3 OPERADORA RÍO NAPO La operadora ecuatoriana Río Napo, con participación accionaria de EP PETROECUADOR con el 70% y PDVSA Ecuador S.A., con el 30% restante, suscribió el 3 de septiembre del 2009 un contrato de Servicios Específicos con la filial Petroproducción, para la administración, incremento de la producción, desarrollo, optimización, mejoramiento integral y explotación del Campo Sacha. El 3 de septiembre del 2009 se suscribió un Contrato de Servicios Específicos, el 1ro de noviembre del 2011 se suscribió un Contrato Modificatorio No. 2011345 al mencionado Contrato de Servicios Específicos. Misión Desarrollar actividades Hidrocarburíferas de manera óptima, para proveer al Estado ecuatoriano de recursos incrementales que contribuyan a su crecimiento económico y social, con calidad, transparencia y responsabilidad socio-ambiental. Visión Ser un modelo de gestión empresarial hidrocarburífera, competitivo a nivel nacional e internacional, con innovación tecnológica, personal altamente capacitado y comprometido con su misión. POLÍTICA Incrementar la producción del Campo Sacha.


Objetivo No 11 : Establecer un sistema económico solidario y sostenible

OBJETIVO ESPECÍFICO Incrementar el nivel de producción de petróleo en el Campo Sacha

ESTRATEGIA Perforar pozos Reacondicionar pozos


META

Perforar 44 pozos direccionales, 4 horizontales y 2 inyectores. Se realizarán 3 completaciones duales, 15 reacondicionamientos de pozos y 30 optimizaciones de producción. Producir 25’617.496 barriles, que corresponden a una producción promedio diaria de 70.185 barriles.


Pozos perforados reales / programados Reacondicionamientos ejecutados /programados Barriles producidos reales / barriles programados

La nueva meta de producción de crudo de la Operadora Río Napo para el año 2012, fue remitida por La Secretaría de Hidrocarburos con Oficio Circular No. 3586 SH-SCH-UEC-DEL-2011 con fecha 18 de octubre del 2011

Cuadro N° 2: Producción de crudo Año 2013

Cifras en miles de barriles

Cuadro N° 3: Producción de crudo

Año 2013 Cifras en barriles día

EJECUTADO BLS.

EJECUTADO%

POA REPROG. %

EP PETROECUADOR 60.567 59.386 65.105 5.720 9,6% 7,5%Lago Agrio 4.007 3.731 4.097 366 9,8% 2,3%Libertador 6.623 6.441 6.729 288 4,5% 1,6%Auca 19.012 18.809 20.322 1.512 8,0% 6,9%Shushufindi 21.413 20.774 24.411 3.637 17,5% 14,0%Cuyabeno 8.522 8.788 8.518 -270 -3,1% 0,0%PUCUNA 991 823 1.001 178 21,6% 1,0%PACOA 22 19 27 8 43,4% 26,0%

RIO NAPO 22.016 21.132 25.617 4.485 21,2% 16,4%Sacha 22.016 21.132 25.617 4.485 21,2% 16,4%

TOTAL EP PETROECUADOR 82.583 80.518 90.723 10.205 12,7% 9,9%Nota: (a) Ejecutado 2012 Enero - Agosto real y Septiembre - Diciembre estimado

Fuente: POA Reprogramado 2012 EP PETROECUADOR.


DETALLEEJECUTADO

2012 (a)

VARIACIÓN POA 2013/2012POA 2013

POA REPROG.

2012

EJECUTADO BLS.

EJECUTADO%

POA REPROG. %

EP PETROECUADOR 165.937 162.700 178.370 15.670 9,6% 7,5%Lago Agrio 10.977 10.223 11.225 1.002 9,8% 2,3%Libertador 18.146 17.646 18.435 789 4,5% 1,6%Auca 52.086 51.533 55.676 4.143 8,0% 6,9%Shushufindi 58.666 56.915 66.880 9.965 17,5% 14,0%Cuyabeno 23.348 24.078 23.338 -740 -3,1% 0,0%PUCUNA 2.714 2.254 2.742 488 21,6% 1,0%PACOA 52 75 23 43,4%

RIO NAPO 60.318 57.896 70.185 12.289 21,2% 16,4%Sacha 60.318 57.896 70.185 12.289 21,2% 16,4%

TOTAL EP PETROECUADOR 226.255 220.596 248.555 27.959 12,7% 9,9%Nota: (a) Ejecutado 2012 Enero - Agosto real y Septiembre - Diciembre estimado

Fuente: POA Reprogramado 2011 EP PETROECUADOR, MRNNR Secretaría de Hidrocarburos


POA 2013

POA REPROG.

2012DETALLE

VARIACIÓN POA 2013/2012EJECUTADO2012 (a)


2. GAS NATURAL

POLÍTICA

• Intensificar la actividad exploratoria que permita el descubrimiento de nuevos prospectos y ampliar el horizonte gasífero del País.

• Las actividades de la Gerencia de Gas Natural propenderán hacia el cambio de la matriz energética nacional, lo que significará, que el uso del mismo a más de sus características favorables con el medio ambiente, signifique ingentes ahorros al erario nacional.

• Incrementar y/o mantener el volumen de producción de gas e hidrocarburos, en los campos operados directamente por la Gerencia de Gas Natural

• Desarrollar actividades velando por la protección y prevención ambiental, de acuerdo con el reglamento Ambiental y las normas Internacionales.

• Aplicar sistemas transparentes en todos los procesos administrativos, operativos y financieros


Objetivo No. 4: Garantizar los derechos de la naturaleza y promover un ambiente sano y sustentable. Objetivo No 11 : Establecer un sistema económico solidario y sostenible

OBJETIVO ESPECÍFICO Incremento de producción de gas natural Incremento de Reservas de gas natural Desarrollo del mercado de gas natural

ESTRATEGIA

Estudios de Sísmica 3D Estudio Geoquímico de Área Amistad Estudio Geotécnico de Área Amistad Perforación de Pozos de 4 pozos de Desarrollo y 2 o 3 pozos Exploratorios Dependiendo el éxito de los pozos Exploratorios, se comenzará con el desarrollo de los Proyectos que incluyen toda la construcción de las facilidades para la producción de las nuevas reservas encontradas

META

Producir un promedio de 100 millones de pies cúbicos por día. Producir 24.611 millones de pies cúbicos de Gas Natural para el año 2013, destinados al mercado interno


MPC en base al potencial de producción de gas natural MPC en base a la demanda de gas natural


3.1 Demanda Interna de Gas Natural El volumen de producción de gas natural requerido en el año 2013 para abastecer la demanda de país, tanto en el Sector Eléctrico como en la Planta de Gas Natural Licuado es de 24.611 MMPC, con un incremento del 52,0 % con respecto al POA Reprogramado y mayor en 52,5% respecto al ejecutado del año 2012, cabe señalar que la estimación esta en función de la demanda interna.

Cuadro N° 4: Producción y abastecimiento de Gas Natural para consumo interno

Año 2013 Cifras en MMPC

3. TRANSPORTE DE CRUDO Y DERIVADOS La Gerencia de Transporte y Almacenamiento es la encargada de realizar el transporte de crudo por el SOTE y también de los derivados por poliductos, los mismos que se detallan a continuación:

3.1 Transporte de Crudo SOTE

POLÍTICA Garantizar el transporte y almacenamiento seguro de petróleo desde los centros de producción hasta el consumo.


Objetivo No. 4 : Garantizar los derechos de la naturaleza y promover un ambiente sano y sustentable. Objetivo No. 11 Establecer un sistema económico social, solidario y sostenible.

OBJETIVO ESPECÍFICO Transportar la producción de crudo del Estado Ecuatoriano y de las compañías usuarias, utilizando el 100% de la capacidad instalada.

ESTRATEGIA Mantener en las mejores condiciones operativas las instalaciones del Sistema del Oleoducto Transecuatoriano – SOTE.

META Transportar 353.349 barriles de crudo por día.


Volumen transportado real / Volumen transportado programado. %

EJECUTADO BLS.

EJECUTADO%

POA REPROG. %

EP PETROECUADOR

SECTOR ELECTRICO 14.601 14.457 20.757 6.300 43,6% 42,2%PLANTA DE GNL 1.538 1.736 3.854 2.118 122,0% 150,6%

TOTAL 16.139 16.193 24.611 8.418 52,0% 52,5%Nota: (a) Ejecutado 2012 Enero - Agosto real y Septiembre - Diciembre estimado

Fuente: POA Reprogramado 2012, Informe Comisión Interistitucional EP PETROECUADOR


POA REPROG.

2012

EJECUTADO2012 (a)

POA 2013

VARIACIÓN POA 2013/2012

EMPRESA


Durante el año 2013 se transportará por el SOTE un total de 128.9 millones de barriles de crudo equivalentes a transportar promedio diario de 353. 349 el mismo que considera un 2% menos del margen por contingencias, con 25°API promedio, transportará crudo proveniente de los bloques operados por Petroamazonas EP y de la Secretaría de Hidrocarburos (Compañías Privadas). Entre tanto el OCP que cuenta con capacidad operativa de 450.000 b/d operará normalmente y transportará la producción que le corresponde como prestación de servicios compañías Privadas. Para el 2013 está previsto que transportará, un promedio de 150.962 b/d de crudo de 19° API aproximadamente como se detalla en el siguiente cuadro:

Cuadro N° 5: Transporte de crudo Año 2013


3.2 Transporte de Derivados por poliductos

POLÍTICA Garantizar el transporte y almacenamiento seguro de derivados desde los centros de producción hasta el consumo


Objetivo No. 4 : Garantizar los derechos de la naturaleza y promover un ambiente sano y sustentable. Objetivo No. 11 : Establecer un sistema económico social, solidario y sostenible.

OBJETIVO ESPECÍFICO Transportar la producción de derivados del Estado Ecuatoriano y de las compañías usuarias, utilizando el 100% de la capacidad instalada.

ESTRATEGIA Mantener en las mejores condiciones operativas las instalaciones de los poliductos, terminales y depósitos

META

• Despachar 64.3 millones de barriles por terminales y refinerías.

• Transportar 65.9 millones de productos limpios por la red de poliductos nacional.


• Volumen despachado / Volumen recibido • Volumen transportado / Volumen recibido

EJECUTADO BLS.

EJECUTADO%

POA REPROG. %

SOTE 128.502 129.155 128.972 (183) -0,1% 0,4% Promedio diario 351 353 353 0 0,1% 0,6%

OCP 52.891 50.715 55.101 4.386 8,6% 4,2% Promedio diario 145 139 151 12 8,9% 4,5%

TOTAL 181.392 179.870 184.073 4.203 2,3% 1,5% Promedio diario 496 491 504 13 2,6% 1,8%

Nota: (a) Ejecutado 2012 Enero - Agosto real y Septiembre - Diciembre estimado

Fuente: POA Reprogramado 2012 EP PETROECUADOR, Secretaría de Hidrocarburos MRNNR


EJECUTADO2012 (a)

OLEODUCTO


2012

POA 2013


En el siguiente cuadro se puede observar el volumen de derivados a ser transportados con la finalidad de abastecer en forma oportuna el mercado interno, cabe señalar que se considera la operación del Gasoducto Monteverde – Chorrillos.

Cuadro N° 6: Volumen de derivados transportado por poliductos

Año 2013 Cifras en barriles

Poliducto Barriles

Esmeraldas - Sto. Domingo 22’709.116 Sto. Domingo – Beaterio * 16’645.674 Sto. Domingo – Pascuales * 1’396.532 Quito – Ambato -Riobamba 4’128.160 Ambato – Riobamba * 546.094 Shushufindi - Quito 2’648.943 Libertad - Pascuales 3’659.268 Libertad - Manta 2’838.440 Tres Bocas - Pascuales 19’708.394 Tres Bocas – Salitral (GLP) 4’942.197 Tres Bocas – Fuel Oil 2’272.004 Monteverde – Chorrillo 3’082.460

TOTAL 65’988.983 Nota: * En el total se excluye lo transportado por los ramales de los poliductos Fuente: Plan Operativo Gerencia de Transporte Memorando No.366-TGER-TGEM-PLO-SUR-2012 Elaboración: Coordinación General de Planificación Estratégica y Control de Programas

4. INDUSTRIALIZACIÓN

4.1 Cargas de crudo a refinerías Debido a la postergación del paro de las unidades FCC y Crudo 1 que debía realizarse entre los meses de octubre y diciembre del año 2012 respectivamente ocasionará una disminución en los volúmenes a ser procesados en la Refinería de Esmeraldas, a continuación se detalla el volumen de carga a ser procesado en las diferentes refinerías:

• La Refinería de Esmeraldas requerirá 28,2 millones barriles de crudo y trabajará al 91% de su capacidad operativa, Volumen inferior en 11,0 % frente a la ejecución del año 2012; esto se debe al cronograma de paros del año 2013, establecido para la Rehabilitación de REE.

• La Refinería de La Libertad operará al 95,0 %, con una carga de15.0 millones de barriles, volumen menor en 1,3 % con respecto a la ejecución del año 2012.

• La Refinería Amazonas operará al 95% de su capacidad, con una carga de

6,8 millones de barriles, es decir un 4,2% inferior con respecto al ejecutado 2012.


Cuadro N° 7: Cargas de crudo Año 2013


4.1.1 Paros de mantenimiento programado en las unid ades de las Refinerías.

• Se considera el programa de paros de mantenimiento actualizado por la

Gerencia de Refinación, en el mismo que consta la ejecución de los paros correspondientes al Proyecto de Rehabilitación de Refinería Esmeraldas durante los años 2013 y 2014 y los paros programados para mantenimiento de unidades del año 2013 (inicios) y de los años 2015 - 2016, así como los paros de mantenimiento del Complejo Industrial de Shushufindi y La Libertad, para este mismo período. (Memorando 821-RGER-REF-PLP-2012 del 7 de agosto 2012 RGER-REF-PLP-2012 del 2012).

• La Rehabilitación de Refinería Esmeraldas previstas en la Fase II del Proyecto,

contempla entre otros trabajos la reparación de los hornos, la desaladora e independización de las unidades de Crudo 2/ Vacío 2/ Sevía 2; la ampliación de la unidad FCC de 18.000 a 20.000 Bls/día de capacidad.

En el cuadro se puede observar los paros a realizarse en las refinerías durante el año 2013:

Cuadro N° 8: Paros programados por refinería. Año 2013

REFINERIA ESTATAL ESMERALDAS

CRUDO 1 / VACIO 1 / VISBREAKING 1 15 ene/2013 al 06 feb/2013 = 23 días

01 sep/2013 al 06 mar/2014 = 187 días

CRUDO 2 / VACIO 2 / VISBREAKING 2 07 feb/2013 al 21 feb/2013 = 15 días

FCC/GASCON/MEROX 15 ene/2012 al 18 feb/2013 = 35 días

01 sep/2012 al 11 jun/2014 = 284 días

HDT, CCR y HDS 15 ene/2012 al 13 feb/2013 = 30 días

PARO GENERAL 01 ene/2014 al 09 feb/2014 = 40 días

REFINERIA LIBERTAD

PARSONS 16 jun/2012 al 08 jul/2012 = 23 días

REFINERIA SHUSHUFINDI

CRUDO 2 14 al 31 ago/2012 = 18 días Fuente : Comisión Interinstitucional, EP PETROECUADOR Elaboración : Coordinación General de Planificación Estratégica y Control de Programas

EJECUTADO BLS.

EJECUTADO%

POA REPROG. %

ESMERALDAS 33.545 33.894 28.192 (5.702) -16,8% -16,0%

LIBERTAD 15.119 15.240 15.046 (194) -1,3% -0,5%

AMAZONAS 6.990 7.060 6.764 (296) -4,2% -3,2%

TOTAL 55.653 56.194 50.002 (6.192) -11,0% -10,2%Nota: (a) Ejecutado 2012 Enero - Agosto real y Septiembre - Diciembre estimado



EJECUTADO2012 (a)


POA REPROG.

2012REFINERÍA


Gráfico N° 1: Cronograma de paros de mantenimiento año 2013

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4.2 Producción de Derivados

Mantener la máxima oferta de derivados

POLÍTICA Incrementar el nivel de producción nacional de derivados de petróleo.


Objetivo N º 11 Establecer un sistema económico solidario y sostenible.

OBJETIVO ESPECÌFICO Mantener la máxima oferta de derivados del petróleo

ESTRATEGIAS

• Cumplir con la programación anual de producción de derivados

• Mejorar la confiabilidad, disponibilidad y mantenibilidad de las plantas industriales.

META Producir 70.6 millones de barriles de derivados netos


Barriles de derivados producidos/Barriles de derivados programados

Incrementar la producción de Diesel Premium.

POLÍTICA Incrementar el nivel de producción nacional de derivados de petróleo.

OBJETIVO DEL PLAN NACIONAL DEL BUEN VIVIR

Objetivo N º 11 y 4 • Establecer un sistema económico solidario y

sostenible. • Garantizar los derechos de la naturaleza y

promover un ambiente sano y sustentable.

OBJETIVO ESPECÌFICO Incrementar la producción de Diesel Premium mediante la continuidad operativa de la unidad HDS.

ESTRATEGIAS • Cumplir con la programación anual de la producción de derivados

META Producir 6.7 millones de barriles de Diesel Premium.

INDICADOR DE GESTIÓN Barriles producidos / Barriles programados.

Para los cálculos de producción, en los tres centros de refinación se han utilizado los API promedios del crudo carga del año 2011: para Refinería de Esmeraldas: 24.6 ° API; Refinería La Libertad: 28.0° API; y para la Refinería Shushufindi: 28.3 °API Para abastecer de derivados al mercado interno es necesario tener las siguientes consideraciones:

• Para la estimación de la producción de derivados, se considera el aplazamiento del inicio de los paros de Rehabilitación de Refinería Esmeraldas para su inicio a partir del 1 de septiembre del año 2013, memorando No. 821 RREF-PLP-2012 del 7 de agosto, se considera también el cronograma de paros de las principales unidades de Refinería Esmeraldas entre los meses de enero y febrero 2013,


paros de mantenimiento necesarios para que estas unidades operen de manera estable hasta el inicio del paro de rehabilitación.

• A partir de la culminación del paro de Rehabilitación de Refinería Esmeraldas, se considera la operación de las unidades de Crudo 1, Crudo 2 y FCC de Refinería Esmeraldas al 95%.

• Se considera dentro de la oferta de derivados, el aporte del Gas Natural Licuado (GNL) que se produce en la Planta de Licuefacción de Bajo Alto que se encuentra operativa desde fines del 2011.

• Se considera la importación de nafta de alto octano de mínimo 95 octanos para la preparación de las gasolinas Extra 87 y Súper 92, en el Terminal de Pascuales y en las refinerías de Esmeraldas y La Libertad. Al Terminal El Beaterio se entregará exclusivamente gasolina Súper 92 preparada en REE. Para la nafta de alto octano importada se considera además, 30% vol. contenido de aromáticos, 20 % vol. contenido de olefinas y un contenido de azufre de 50 ppm.

• El octanaje de la nafta tratada de FCC utilizado en los cálculos es RON 92,

contenido de aromáticos de 35% vol. y contenido de azufre de 1500 ppm. • El octanaje de la nafta reformada considerado en los cálculos es RON 80.5,

contenido de aromáticos 47% vol. y contenido de azufre 13 ppm. • Se considera la producción de nafta industrial, tanto en la Refinería Esmeraldas

como en La Libertad, para la preparación de la gasolina Pesca Artesanal. • Los excedentes de naftas de bajo octano que se generan en Refinería

Esmeraldas como consecuencia del nuevo esquema de octanos de las gasolinas Extra y Súper (87 y 92 octanos respectivamente) se utilizarán en el consumo del sector eléctrico en caso de requerirse y/o a exportación.

• Se realizarán transferencias de nafta tratada + nafta reformada desde Refinería Esmeraldas hacia Pascuales y Refinería La Libertad, vía buque tanques, con el objeto de utilizarlas en la preparación de gasolina Súper 92 y Extra 87. Con esto se logra incrementar volumétricamente la disponibilidad de gasolinas.

• En los programas, se considera realizar transferencias de nafta de alto octano

hacia el CIS desde el Terminal El Beaterio o desde Santo Domingo para la preparación de la Gasolina Extra.

• No se considera la operación de la planta Izomerizadora de Refinería Esmeraldas. Su operación estará en función de la posibilidad de transportar los excedentes de gasolinas (base + natural) del CIS a Refinería Esmeraldas con el objeto de obtener la carga necesaria.

• Respecto a la unidad FCC, se considera principalmente el cambio del reactor/regenerador en la sección catalítica y revamping del fraccionador, GASCON, entre otros.


• En el 2014 la unidad FCC, luego de su paro de 284 días (1 septiembre 2013 al 11 de junio 2014) arrancará a su nueva capacidad nominal: 20.000 Bls/día. A partir del año 2015, se considera que la carga se lo completará con una fracción de crudo reducido, obteniendo productos con las especificaciones actuales.

• Se considera que a partir de octubre del 2012 se ofertará al mercado nacional Diesel Premium de hasta 250 ppm al sector automotriz del país, con un período de transición hasta el 31 de marzo 2013, debido a que se programa el cambio de catalizador a la Unidad HDS del 15 de enero al 13 de febrero 2013 con la finalidad de producir Diesel de hasta 50 ppm de azufre en esta unidad.

• Por el paro de la unidad FCC, no se tiene previsto exportar gasóleos, por cuanto se considera el inicio del paro de las Unidades de Crudo 1/Vacío 1 al mismo tiempo que el paro de FCC. La producción de gasóleos acumulada durante el paro de FCC, se estima será de aprox. 1.790.000 Bls. La EP Petroecuador gestionará las facilidades necesarias para almacenar este volumen el cual será necesario por cuanto esta unidad operará a una mayor capacidad nominal.

• Al inicio del paro de Rehabilitación, se estima tener almacenados aproximadamente 400.000 Bls de nafta pesada en los tanques, 57, 58, 59, 60 y en un buque, lo que permitirá operar a las Unidades HDT/CCR/HDS de manera continua y poder preparar gasolinas durante el paro General de REE (del 1 de enero al 9 de febrero 2014). Para completar la carga de la unidad HDS se deberá almacenar en el tanque 61 Diesel semielaborado aproximadamente 180.000 Bls. Se considera también la importación de Diesel 2 para carga a HDS. Para lo indicado es necesario que se realicen las interconexiones entre los 4 tanques antes señalados y las adecuaciones para que el tanque 61 pueda recibir producto importado.

• Se estima que las unidades CCR/HDT/HDS dejarán de operar 20 días entre agosto y septiembre 2014 por falta de carga.

• Se programan cabotajes de Fuel Oíl #4 desde Refinería Esmeraldas hasta La

Libertad para cubrir la demanda nacional de este derivado. • Las necesidades de Fuel Oil # 4 y Fuel Oil # 6 nacional durante el paro general

de Refinería Esmeraldas, serán atendidas con las reservas que se acumularán a finales del año 2013.

• Se considera la producción de Residuo para los sectores Industrial y Eléctrico en

la Refinería Shushufindi. • Para cubrir la demanda de asfaltos en el mes de enero/2014, durante el paro

general de refinería de Esmeraldas, se almacenarán en los tanques de asfaltos y en los tanques de residuo de vacío. Para el efecto Refinería Esmeraldas deberá controlar el cambio de inventario de los Y-T8007/8.

• Para cubrir los déficits de producción durante el paro general de Refinería Esmeraldas, de las Unidades No Catalíticas 1 y 2 y FCC, se prevé realizar las importaciones de hidrocarburos que sean necesarios.


• Los stocks iniciales de derivados, considerados para este análisis son los reales a nivel nacional al 2 de julio del año 2012.

En el año 2012 tendremos un volumen de producción de derivados de 70.6 millones de barriles, equivalente a un decremento 2,8 % con respecto a lo ejecutado en el año 2012, equivalente a 2.1 millones de barriles. La disminución de la producción de derivados para el año 2013 se debe a los paros programados anteriormente descritos. Adicionalmente en la producción de derivados se incluyen volúmenes de derivados importados como son la nafta de alto octano y cutter stock que se utilizan para la preparación de gasolinas y de fuel oil.

Cuadro N° 9: Producción neta de derivados.


5. COMERCIALIZACIÓN INTERNA DE DERIVADOS

POLÍTICA

Abastecer de derivados de hidrocarburos al mercado interno con oportunidad, garantía y calidad. Regular la participación en la comercialización de los derivados y gas licuado de petróleo.


Objetivo No. 4: Garantizar los derechos de la naturaleza y promover un ambiente sano y sustentable. Objetivo No. 11: Establecer un sistema económico social, solidario y sostenible.

EJECUTADO BLS.

EJECUTADO%

POA REPROG. %

GASOLINAS 24.325 24.419 26.012 1.593 6,5% 6,9%DIESEL OIL 5.096 5.377 4.887 (490) -9,1% -4,1%DIESEL PREMIUM 6.776 6.600 6.694 94 1,4% -1,2%FUEL OIL # 4 9.146 8.942 11.298 2.355 26,3% 23,5%FUEL OIL # 6 EXPORTACIÓN 7.840 9.077 3.541 (5.535) -61,0% -54,8%GLP 2.321 2.705 1.966 (739) -27,3% -15,3%JET A1 3.017 2.930 2.945 15 0,5% -2,4%ASFALTOS 2.379 2.266 1.970 (296) -13,0% -17,2%CRUDO REDUCIDO 3.575 3.592 3.516 (76) -2,1% -1,6%OTROS 7.206 6.705 7.726 1.021 15,2% 7,2%

TOTAL 71.681 72.612 70.554 -2.058 -2,8% -1,6%Nota: (a) Ejecutado 2012 Enero - Agosto real y Septiembre - Diciembre estimado



POA 2013


PRODUCTOSPOA

REPROG. 2012

EJECUTADO2012 (a)


OBJETIVO ESPECÍFICO

• Incrementar la participación de mercado de combustibles en los segmentos automotriz, GLP taxis y doméstico, lubricantes, industrial y naviero, en el mercado nacional.

• Incrementar la eficiencia en la asignación de volúmenes de combustible en el abastecimiento a las Comercializadoras.

• Incrementar la ejecución de los presupuestos de Inversiones y Operaciones de la Gerencia de Comercialización.

ESTRATEGIA

Estrategias Objetivo 1.

• Desarrollar redes de comercialización para productos existentes y nuevos

• Promover el posicionamiento de EP PETROECUADOR en el mercado nacional

• Afiliar y construir nuevas estaciones de servicio • Aumentar la venta de GLP doméstico en lugares

que exista infraestructura propia de plantas de envasado.

• Aumentar las ventas en el segmento industrial y eléctrico mediante la captación de clientes

• Abastecer oportunamente los productos a las Estaciones de Servicio Propias, a la Red de EP PETROECUADOR y la implementación y desarrollo de nuevos negocios.


• Automatizar los procesos de asignación de volúmenes a las diferentes comercializadoras

• Cumplir con del Plan Operativo, y la Normativa Operativa y Ambiental de las Estaciones afiliadas a la Red de EP PETROECUADOR


• Ejecutar los presupuestos de inversión y operación con el cumplimiento de proyectos de inversión y gastos

META Despachar 91.9 millones de barriles de derivados al mercado nacional.


Barriles de derivados despachados reales/ Barriles de derivados despachados programados


5.1 Demanda Interna de Derivados

• La demanda de derivados para el período 2013 – 2016 considera el comportamiento que ha tenido la misma durante los últimos años.

• En cuanto al GLP se considera una tasa de crecimiento aproximada del 2%, tasa similar a la promedio del periodo 2009-2011, toda vez que continua el subsidio a este producto y se conservan las políticas de control tanto por parte de la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero como de la EP PETROECUADOR. En la fijación de esta tasa, se toma en cuenta las estadísticas de la demanda y el crecimiento poblacional observados en los últimos 10 años

• Como consecuencia de la implementación del Plan de Mejoramiento de la Calidad de los Combustibles, a partir de abril del 2012, se comercializa la Gasolina Súper de 92 octanos (antes 90); Gasolinas Extra y Ecopaís de 87 octanos (antes 81).

• La demanda proyectada para el período 2013-2016 de Gasolinas Extra y Súper, mantiene en promedio la tendencia de crecimiento histórica; a pesar de que en los meses de abril a agosto del 2012, se ha presentado un pequeño incremento en Gasolina Extra y decremento en Gasolina Súper, por esta razón se deberá realizar un monitoreo permanente del comportamiento de la demanda de las gasolinas a fin de ajustar las proyecciones. En el caso de la Gasolina Extra con Etanol, se considera la misma tendencia de crecimiento que la Gasolina Extra.

• Respecto a los Solventes se debe indicar que a partir de abril del 2012, en Refinería la Libertad, como consecuencia de la nueva calidad de las gasolinas, se puede producir mayores volúmenes de solventes. Este hecho permitirá conocer las necesidades reales de los solventes en el país. A partir del 2013, se estima una tasa de crecimiento del 3%.

• A partir de noviembre del 2009 EP Petroecuador asumió la comercialización a nivel nacional de AVGAS, dando cumplimiento al Decreto Ejecutivo No. 142, art 1 de 16 de Noviembre del 2009, y en razón de que el año 2010 fue un año de introducción de este producto, para la proyección de la demanda se consideró el comportamiento del consumo que tuvo este producto en el año 2011 y en los primeros meses del 2012.

• En el caso del Jet A-1 se considera un crecimiento de la demanda en base a la tendencia de los últimos años, así como también la eliminación del subsidio decretada por el Gobierno Nacional y el inicio de operaciones del nuevo Aeropuerto Internacional de la ciudad de Quito, en el mes de marzo del año 2013, aspectos que obligarán a un monitoreo continuo de la demanda.


• A partir del 15 de noviembre del 2011, el parque automotriz de todo el país empezó a consumir Diesel Premium de hasta 500 ppm de contenido de azufre que antes de esa fecha se ofertaba únicamente a las ciudades de Quito, Cuenca y parcialmente a Guayaquil.

• El Diesel Premium presenta un drástico crecimiento en comparación a años anteriores por haber reemplazado al Diesel 2 en el consumo del sector automotriz, así como, al mejoramiento de su calidad al reducir de 7.000 ppm de contenido de Azufre (elemento contaminante al medio ambiente) a un máximo de 500 ppm. Se deberá mantener un monitoreo permanente de este producto a fin actualizar las proyecciones.

• En cuanto a la demanda del Sector Eléctrico para el periodo 2012 – 2016 se proyectan los volúmenes informados por el CENACE mediante oficio No. 2957 del 25 de noviembre 2011.

• Para el Diesel 2 se ha considerado un crecimiento razonable de acuerdo al comportamiento de la demanda desagregada por sectores, a la política actual de su comercialización y a su relación directa de consumo en sectores relacionados con actividades productivas. El Diesel 2 terrestre Nacional, incluye los sectores: Fuerzas armadas, petrolero e industrial.

• Respecto al Spray Oil, el consumo de Diesel Premium por parte del sector automotriz a nivel nacional ha permitido disponer en Refinería La Libertad de Diesel 2 excedente, por lo que esa Refinería está en capacidad de ofertar mayores volúmenes, considerándose un crecimiento del 3% en la demanda.

• En la demanda de asfaltos, su comportamiento está ligado directamente a la ejecución de las políticas por parte del Gobierno en la construcción y mantenimiento de carreteras, por lo que podría sufrir variaciones las estimaciones de éste producto.

• La oferta de Fuel Oil 4 y Fuel Oil 6 nacional cubre estrictamente la demanda del mercado interno tanto en los sectores eléctricos, industrial y naviero.

• La demanda de derivados está sujeta a cambios en base al comportamiento real de los diferentes sectores en el período analizado.

El consumo de derivados para el año 2013 se estima que incrementará en 5.6 millones de barriles, correspondientes al 6,5 % con respecto a lo ejecutado en el año 2012, que guarda armonía con las expectativas de crecimiento de la economía del país de los últimos años y con las proyecciones de demanda del sector eléctrico, de acuerdo a la información presentada por el Centro Nacional de Control de la Energía (CENACE)


Cuadro N° 10: Consumo interno de derivados Año 2013


6. COMERCIALIZACIÓN EXTERNA DE CRUDO Y DERIVADOS La Gerencia de Comercio Internacional es la unidad encargada de realizar las exportaciones de crudo y derivados, de igual manera de la importación de derivados en forma oportuna para atender las necesidades del mercado interno.

POLÍTICA

Atender en forma oportuna con la programación de abastecimientos de hidrocarburos importando derivados en función de las necesidades del país. Buscar mercados internacionales para la comercialización de crudos y ampliar la participación en los mismos. Diversificar geográficamente las exportaciones negociando con empresas petroleras internacionales y asegurando el servicio de transporte marítimo.


Objetivo No. 11: Establecer un sistema económico social, solidario y sostenible.

OBJETIVOS ESPECÍFICOS

• Incrementar la participación en mercado internacional de hidrocarburos.

• Cumplir la programación de embarques de crudo • Mantener la eficiencia en la ejecución de la

programación de importaciones de acuerdo a las necesidades del mercado interno.

• Garantizar la oportuna gestión de nacionalización de las importaciones en el ámbito de trámites aduaneros.

• Incrementar la eficiencia en el cumplimiento oportuno de las contrataciones y programaciones de buques en la gestión del servicio de transporte marino.

ESTRATEGIA • Desarrollar mercados internacionales.

EJECUTADO BLS.

EJECUTADO%

POA REPROG. %

GASOLINAS 24.141 24.011 25.880 1.869 7,8% 7,2%DIESEL OIL 10.534 10.471 9.844 -627 -6,0% -6,5%DIESEL PREMIUM 18.401 18.409 19.432 1.023 5,6% 5,6%FUEL OIL # 4 9.798 9.391 11.813 2.422 25,8% 20,6%GLP 12.066 11.987 12.332 346 2,9% 2,2%JET A1 2.653 2.594 2.791 196 7,6% 5,2%ASFALTOS 2.182 2.301 2.183 -118 -5,1% 0,0%OTROS 7.227 7.168 7.651 483 6,7% 5,9%




POA REPROG.

2012

POA 2013

EJECUTADO2012 (a)

VARIACIÓN POA 2013/2012PRODUCTOS


• Incrementar el número de clientes proveedores y compradores.

• Cumplir con la planificación operativa. • Mantener información y actualización de

bombeos de Crudo Oriente a través del SOTE y de cargas a refinerías.

• Optimizar tiempos de recolección de documentos necesarios para el trámite de nacionalización.

• Enviar las programaciones de los buques con suficiente antelación

• Optimizar los recursos en cuanto a tiempo de descarga y capacidad de carga de los buques contratados.

META

Exportar 119.3 millones de barriles de crudo Oriente y Napo. Importar 50.6 millones de barriles de derivados Exportar 4.1 millones de barriles de derivados


Barriles de crudo exportados vs. programados Barriles de derivados importados vs. programados Barriles de derivados exportado vs. programados

6.1 Exportación de Crudo (Oriente y Napo) El volumen de exportación a nombre de EP PETROECUADOR para el año 2013 se ha establecido por parte de la Secretaría de Hidrocarburos en 119.4 millones de barriles, con un incremento del 1,2% equivalentes a 1.4 millones de barriles con respecto a lo ejecutado del año 2012. Cabe indicar que EP PETROECUADOR es el representante del Estado en lo que se refiere a exportación de crudo, razón por la cual exporta crudo de: EP Petroecuador, Río Napo, Petroamazonas EP y Secretaría de Hidrocarburos (Margen de soberanía, Regalías y saldo exportable).

Cuadro N° 11: Exportación de crudo


EJECUTADO BLS.

EJECUTADO%

POA REPROG. %

CRUDO ORIENTE 78.763 78.297 75.760 (2.537) -3,2% -3,8%

CRUDO NAPO 32.963 39.614 43.591 3.977 10,0% 32,2%


Fuente: POA Reprogramado 2012 EP PETROECUADOR, Secretaría de Hidrocarburos MRNNR


EJECUTADO2012 (a)

POA REPROG.

2012


EMPRESA


6.2 Importación de Derivados El decremento de producción de derivados hidrocarburíferos, por parte de las refinerías por la paralización de Refinería Esmeraldas, determina que sea necesario importar un volumen de 50.7 millones de barriles, en donde se incluye productos como Diesel 2 y Premium, GLP, Nafta de Alto Octano, Cutter Stock y Avgas, estas importaciones se estiman con la finalidad de no desabastecer el mercado nacional.

Cuadro N° 12: Importación de Derivados


6.3 Exportación de Derivados Una vez satisfecha la demanda interna de derivados se hace necesario exportar el excedente de combustibles como es el caso de Nafta Base y Fuel Oil # 6 por un volumen de 4,1 millones de barriles durante el año 2013.

Cuadro N° 13: Exportación de Derivados Año 2013


Observaciones para la programación del balance ofer ta-demanda de derivados 2013.

• En esta programación se ha tomado en cuenta los días de stock de seguridad promedio para los diferentes productos de la siguiente manera:

EJECUTADO BLS.

EJECUTADO%

POA REPROG. %

NAFTA DE ALTO OCTANO 15.410 14.963 18.339 3.376 22,6% 19,0%DIESEL 2 5.087 4.377 6.453 2.076 47,4% 26,8%DIESEL PREMIUM 12.221 12.335 12.950 614 5,0% 6,0%GLP 9.845 9.011 10.284 1.273 14,1% 4,5%CUTTER STOCK 3.148 3.143 2.609 (538) -17,1%AVGAS 34 35 36 1 3,3% 5,7%




POA REPROG.

2012

POA 2013

PRODUCTOSEJECUTADO

2012 (a)


EJECUTADO BLS.

EJECUTADO%

POA REPROG. %

FUEL OIL # 6 8.015 9.232 3.541 (5.691) -61,6% -55,8%

NAFTA DEBUTANIZADA 918 1.485 540 (945) -63,6% -41,2%

GASOLEOS 800 - 0

TOTAL 9.733 10.718 4.081 (6.636) -61,9% -58,1%Nota: (a) Ejecutado 2012 Enero - Agosto real y Septiembre - Diciembre estimado



EJECUTADO2012 (a)

POA 2013


2012PRODUCTOS


Diesel 2 19 días. Diesel Premium 17 días. G. Extra 15 días. GLP 14 días.

• En el 2013 la oferta de Fuel Oil 4 y Fuel Oil 6 nacional cubre estrictamente la

demanda sin un stock de seguridad, su stock de seguridad lo constituye el Fuel Oil 6 de exportación, que se dejaría de exportar si las necesidades del sector eléctrico así lo requieran. De igual manera si la demanda nacional de estos productos disminuyen se lo deberá exportar.

• Refinería Esmeraldas preparará toda la gasolina de 92 RON para cubrir la demanda de la zona Norte y para la preparación de la Gasolina 87 RON que se preparará en El Beaterio y en Refinería Shushufindi.

• El Terminal de Pascuales preparará la gasolina RON 87 con el aporte de la NAO Importada más la Gasolina Base de Refinería La Libertad.

7. SEGURIDAD, SALUD Y AMBIENTE

POLÍTICA Preservar el medio ambiente


Objetivo No. 4: Garantizar los derechos de la naturaleza y promover un ambiente sano y sustentable.

OBJETIVOS ESPECÍFICOS

• Incrementar la gestión ambiental en las áreas que realizan actividades hidrocarburíferas de responsabilidad de EP PETROECUADOR mediante el cumplimiento de los planes de manejo ambiental.

• Incrementar la remediación y rehabilitación de áreas afectadas por actividades hidrocarburíferas mediante la eliminación de suelo contaminado.

• Incrementar las condiciones de salud, trabajo y ambiente laboral del personal de la empresa EP PETROECUADOR mediante la mejora de planes de Seguridad y Salud Ambiental.

ESTRATEGIAS

• Incrementar la prevención a los impactos ambientales negativos en los componentes aire, agua y suelo.

• Reducir el material contaminado. • Reducir las fuentes de contaminación identificadas. • Reducir la morbilidad general en las actividades

hidrocarburíferas de responsabilidad de EP PETROECUADOR.

• Incrementar la prevención y el control de los riesgos de seguridad y salud relacionados con la actividad empresarial.


METAS

• Cumplir el 100% de los planes de manejo ambiental programados para el año 2013.

• Remediar 35.130 m3 de material contaminado de la región costa y sierra.

• Mantener la morbilidad general con un índice de 10. • Reducir en 1 la tasa de riesgo de accidentes

laborales y enfermedades profesionales de la EP PETROECUADOR con respecto al año anterior.

INDICADORES DE GESTIÓN

• % de cumplimiento de los planes de Manejo Ambiental.

• Volumen de suelo remediado. • Índice de morbilidad general. • Tasa de Riesgos de accidentes laborales y

enfermedades profesionales de la EPPETROECUADOR.

8. DESARROLLO ORGANIZACIONAL POLÍTICA

Apoyar el cumplimiento de metas y compromisos empresariales a través de la provisión adecuada y oportuna de recursos.


Objetivo No 11: Establecer un sistema económico solidario y sostenible

OBJETIVOS ESPECÍFICO

• Incrementar la eficiencia en la administración de los activos fijos, en la gestión logística y servicio de apoyo.

• Incrementar la efectividad en la prestación de servicios de TIC mediante la modernización e implementación de una nueva arquitectura tecnológica.

• Incrementar el desempeño laboral de los obreros y servidores públicos de la EP PETROECUADOR mediante la implementación del Sistema de Recursos Humanos por Competencias.

• Controlar y reportar los resultados de los Estados Financieros de la EP PETROECUADOR, de manera oportuna.

ESTRATEGIA • Implementar el Sistema de Planificación de Recursos Empresariales (ERP) Enterprise Resource Planning.

• Modernizar la estructura tecnológica, en los procesos de transformación y mejora de la gestión empresarial.

• Implementar un Sistema Integrado de Gestión de Talento Humano por Competencias.


META • Contar con el sistema ERP, instalado y en funcionamiento hasta diciembre del 2013.

• Disponer del 99% de los servidores tecnológicos brindados por TIC, hasta diciembre del 2015

• Incrementar el clima laboral en un 3 % en el 2013

INDICADOR DE GESTIÓN • % de avance de implementación ERP en los módulos

Financieros Contables de Abastecimientos y Costos. • % de cumplimiento de planes de mejoras

tecnológicas para modernización de la empresa • Índice de desempeño laboral

9. REFINERÍA DEL PACÍFICO (SUBSIDIARIA) Misión Diseñar y construir el Complejo Refinador y Petroquímico Eloy Alfaro, bajo estándares de calidad y seguridad, conforme al marco legal y políticas nacionales, administrando eficientemente los recursos, desarrollando procesos altamente tecnificados, asegurando el cuidado ambiental, con talento humano capacitado y comprometido, para contribuir con el desarrollo del país. Visión En el año 2017 presentarnos como el complejo refinador y petroquímico ejemplo de gestión y reconocido por la innovación de nuevos segmentos y productos industriales para el mercado nacional e internacional.

POLÍTICA Satisfacer en su totalidad la demanda de combustibles del mercado ecuatoriano y exportar los excedentes a mercados estratégicos.


Objetivo No 11 Establecer un sistema económico social, solidario y sostenible

OBJETIVO ESPECÍFICO Construir una refinería y un complejo petroquímico de 300 MBD de capacidad de procesamiento de petróleo, con tecnología de conversión profunda.


ESTRATEGIA

• Implementar las mejores prácticas en la administración de programas y proyectos.

• Aplicar las normas de seguridad, salud y ambiente en la construcción del proyecto.

• Impulsar la gestión interinstitucional en la implementación de acciones de responsabilidad social.

• Priorizar la contratación de industria y mano de obra local, regional y nacional.

META Arrancar las pruebas de operación en el primer trimestre del 2017

INDICADOR DE GESTIÓN % Avance Físico Real VS Programado


CUADROS MENSUALES OPERATIVOS ENERO-DICIEMBRE 2013


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9.95

8

635.

577

45

9.41

6

499.

359

23

2.56

9

-

-

-

-

3.54

1.31

2

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S33

9.36

6

91

.455

67

3.61

3

78

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8

63

5.57

7

45

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6

67

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9

23

2.56

9

-

-

180.

000

-

4.

081.

312

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N1.

998

1.83

0

1.

969

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1

1.

778

1.92

0

2.

335

2.

402

2.33

5

2.40

2

24

.611

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1.99

8

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1.

870

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841

1.77

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1.

920

2.33

5

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2.

335

2.

402

24.6

11

TE

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1.67

7

1.50

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1.64

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1.45

7

1.59

9

2.01

4

2.

081

2.

014

2.08

1

20.7

57

P

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1

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1

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1

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321

321

32

1

3.

854

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25

7

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25

7

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7

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25

7

257

3.08

3

-

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64

64

64

771

DE

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1.93

4

1.

766

1.90

5

1.

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1.71

4

1.

856

2.27

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2.

271

2.

338

23.8

40

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9

2.01

4

2.

081

2.

014

2.08

1

20.7

57

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7

257

257

25

7

3.

083

DIS

TR

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1.

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1.

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474.

228

25.3

49.2

83

EN

TR

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2.05

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2.02

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2.

405.

218

2.

474.

228

2.

405.

218

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25

.349

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1.72

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21

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330.

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3.96

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3

-

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3.17

5.65

8

-

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3.

175.

658

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201

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TU

RA

L


CUADROS RESUMEN PLURIANUALES 2013-2016


EP PETROECUADOR 65.105 68.063 65.115 58.608Lago Agrio 4.097 3.932 3.929 3.760Libertador 6.729 7.698 7.722 6.980Auca 20.322 19.080 17.684 16.067Shushufindi 24.411 27.585 26.048 22.468Cuyabeno 8.518 8.833 8.881 8.563PUCUNA 1.001 905 819 743PACOA 27 30 31 27

RIO NAPO 25.617 27.432 28.299 27.290Sacha 25.617 27.432 28.299 27.290

TOTAL NACIONAL 90.723 95.495 93.414 85.898-2.734

Fuente: MRNNR Secretaría de Hidrocarburos


CUADRO 2. PRODUCCIÓN DE CRUDO Período: 2013 - 2016


DETALLEPOA 2013

POA2014

POA2015

POA2016

PRODUCCIÓN DE CRUDO 90.723 95.495 93.414 85.898 EP PETROECUADOR 65.105 68.063 65.115 58.608 RIO NAPO 25.617 27.432 28.299 27.290

PRODUCCIÓN DE GAS NATURALDESTINADO AL MERCADO INTERNO (a)

24.611 28.356 27.416 11.276

SECTOR ELECTRICO 20.757 24.501 23.560 7.420PLANTA DE GNL 3.854 3.855 3.856 3.856

TRANSPORTE DE CRUDO 184.073 185.596 172.655 154.290 SOTE 128.972 131.315 128.922 123.588 OCP 55.101 54.281 43.733 30.702

EXPORTACIÓN DE CRUDO 119.351 127.898 102.384 85.318CRUDO ORIENTE 75.760 84.382 68.435 60.521CRUDO NAPO 43.591 43.516 33.949 24.797

CARGAS DE CRUDO 50.002 44.087 59.910 60.451 ESMERALDAS 28.192 21.945 38.143 38.247 LIBERTAD 15.046 15.378 14.832 15.421 AMAZONAS 6.764 6.764 6.935 6.783

PRODUCCIÓN DE DERIVADOS 70.554 67.756 81.247 83.299

DESPACHO DE DERIVADOS 91.926 96.359 94.875 94.849

IMPORTACIÓN DE DERIVADOS 50.670 54.246 51.130 54.808

EXPORTACIÓN DE DERIVADOS 4.081 1.661 11.953 15.849

Nota:

(a) Los volumenes de Gas Natural estan en millones de pies cúbicos.

Fuente: Informe Comisión Interistitucional EP PETROECUADOR, Secretaría de Hidrocarburos MRNNR


CUADRO 1. RESUMEN PLAN OPERATIVOPeríodo: 2013 - 2016


DETALLEPOA2014

POA 2013

POA2015

POA2016


EP PETROECUADOR 178.370 186.474 178.397 160.131 Lago Agrio 11.225 10.773 10.765 10.274 Libertador 18.435 21.091 21.156 19.071 Auca 55.676 52.274 48.450 43.899 Shushufindi 66.880 75.575 71.366 61.389 Cuyabeno 23.338 24.200 24.332 23.396 PUCUNA 2.742 2.480 2.243 2.029 PACOA 75 81 86 73

RIO NAPO 70.185 75.157 77.530 74.564 Sacha 70.185 75.157 77.530 74.564

TOTAL NACIONAL 248.555 261.631 255.928 234.695



CUADRO 3. PRODUCCIÓN DE CRUDO Período: 2013 - 2016Cifras en barriles día

DETALLEPOA 2013

POA2014

POA2015

POA2016

EP PETROECUADOR

SECTOR ELECTRICO 20.757 24.501 23.560 7.420 PLANTA DE GNL 3.854 3.855 3.856 3.856

TOTAL 24.611 28.356 27.416 11.276

Fuente: Informe Comisión Interistitucional EP PETROECUADOR


Período: 2013 - 2016Cifras en MMPC

CUADRO 4. PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL DESTINADO ALCONSUMO INTERNO

EMPRESAPOA 2013

POA2014

POA2015

POA2016

SOTE 128.972 131.315 128.922 123.588 Promedio diario 353 360 353 338

OCP 55.101 54.281 43.733 30.702 Promedio diario 151 149 120 84

TOTAL 184.073 185.596 172.655 154.290 Promedio diario 504 508 473 423



CUADRO 5. TRANSPORTE DE CRUDOPeríodo: 2013 - 2016


OLEODUCTOPOA 2013

POA2014

POA2015

POA2016


CRUDO ORIENTE 75.760 84.382 68.435 60.521

CRUDO NAPO 43.591 43.516 33.949 24.797

TOTAL 119.351 127.898 102.384 85.318



CUADRO 6. EXPORTACIÓN DE CRUDOPeríodo: 2013 - 2016


EMPRESAPOA 2013

POA2014

POA2015

POA2016

ESMERALDAS 28.192 21.945 38.143 38.247

LIBERTAD 15.046 15.378 14.832 15.421

AMAZONAS 6.764 6.764 6.935 6.783

TOTAL 50.002 44.087 59.910 60.451



CUADRO 7. CARGAS DE CRUDO A REFINERÍASPeríodo: 2013 - 2016


REFINERÍAPOA 2013

POA2014

POA2015

POA2016

GASOLINAS 26.012 27.416 29.993 32.049 DIESEL OIL 4.887 4.310 5.288 5.232 DIESEL PREMIUM 6.694 6.320 7.662 7.684 FUEL OIL # 4 11.298 10.514 9.340 8.394 FUEL OIL # 6 EXPORTACIÓN 3.541 1.337 10.858 13.994 GLP 1.966 2.033 3.083 3.052 JET A1 2.945 2.727 3.247 3.402 ASFALTOS 1.970 2.169 2.179 2.180 CRUDO REDUCIDO 3.516 3.516 3.606 3.526 OTROS 7.726 7.415 5.992 3.786

TOTAL 70.554 67.756 81.247 83.299



CUADRO 8. PRODUCCIÓN DE DERIVADOSPeríodo: 2013 - 2016


PRODUCTOSPOA 2013

POA2014

POA2015

POA2016


FUEL OIL # 6 3.541 1.337 10.858 13.994 0 - -

NAFTA DEBUTANIZADA 540 324 1.095 689 0 - -

FUEL OIL # 4 - - 1.166

TOTAL 4.081 1.661 11.953 15.849



CUADRO 11. EXPORTACIÓN DE DERIVADOSPeríodo: 2013 - 2016


PRODUCTOSPOA 2013

POA2014

POA2015

POA2016

GASOLINAS 25.880 27.728 29.836 32.032 DIESEL OIL 9.844 10.217 10.167 10.618 DIESEL PREMIUM 19.432 20.587 21.913 23.218 FUEL OIL # 4 11.813 12.075 9.340 7.228 GLP 12.332 12.579 12.831 13.087 JET A1 2.791 2.938 3.034 3.201 ASFALTOS 2.183 2.169 2.179 2.180 OTROS 7.651 8.066 5.575 3.284

TOTAL 91.926 96.359 94.875 94.849



POA2015

POA2016

Período: 2013 - 2016Cifras en miles de barriles

PRODUCTOSPOA 2013

POA2014

CUADRO 9. CONSUMO DE DERIVADOS

NAFTA DE ALTO OCTANO 18.339 19.459 19.162 20.848 DIESEL 2 6.453 7.822 4.878 5.409 DIESEL PREMIUM 12.950 14.213 14.323 15.535 GLP 10.284 10.505 9.658 9.945 CUTTER STOCK 2.609 1.912 3.069 3.030 AVGAS 36 36 40 40 JET FUEL 300

TOTAL 50.670 54.246 51.130 54.808



CUADRO 10. IMPORTACIÓN DE DERIVADOSPeríodo: 2013 - 2016


PRODUCTOSPOA 2013

POA2014

POA2015

POA2016


CUADRO RESUMEN PROYECTOS DE INVERSIÓN

2013


Documents

K1. Metas y Objetivos 2013-2016