El documento resume los marcos legales y directrices que rigen la planificación estratégica de PDVSA y la política energética de Venezuela. Describe los posibles escenarios del mercado energético internacional y el rol de Venezuela en el mismo. Resalta que la formulación del plan estratégico es un ejercicio de soberanía para establecer las líneas maestras de acuerdo con los intereses nacionales y el marco jurídico venezolano.

1. Marzo 2006

2. Contenido
Marco Legal y Direccional
PDVSA: Proceso Planificación Estratégica
Mercado Energético Internacional
Venezuela y su Rol en el Mercado Energético
Estrategia Energética del Estado Venezolano en el
Contexto
Geopolítico Nacional e Internacional
Ejes Fundamentales del Plan Siembra Petrolera 2006 -
2012

3. Marco Legal y Direccional
Constitución de la República Bolivariana de Venezuela, 1999
Decreto - Ley Orgánica de Planificación, 2001
Ley Orgánica de Hidrocarburos, 2001
Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos, 1999
Líneas Generales del Plan de Desarrollo Económico y Social 2001-
2007
Lineamientos Estratégicos del Ministerio de Energía y Petróleo
Lineamientos Estratégicos PDVSA
Estrategia Corporativa

4. Constitución de la República Bolivariana
de Venezuela, 1999
Titulo V, de la Organización del Poder Público Nacional, Capítulo II,
Del Poder Ejecutivo nacional, Sección Segunda: de las Atribuciones
del Presidente o Presidenta de la República
Artículo 236. Son atribuciones y obligaciones del Presidente o
Presidenta de la República:
Numeral 18: Formular el Plan Nacional de Desarrollo y dirigir su
ejecución previa aprobación de la Asamblea Nacional.

5. Constitución de la República Bolivariana
de Venezuela, 1999
Título VI, del Sistema Socio Económico, Capítulo I, del Régimen Socio
Económico y de La Función del Estado en la Economía
Artículo 299. El régimen socioeconómico de la República Bolivariana de
Venezuela se fundamenta en los principios de justicia social,
democracia, eficiencia, libre competencia, protección del ambiente,
productividad y solidaridad, a los fines de asegurar el desarrollo
humano integral y una existencia digna y provechosa para la
colectividad. El Estado conjuntamente con la iniciativa privada
promoverá el desarrollo armónico de la economía nacional con el fin de
generar fuentes de trabajo, alto valor agregado nacional, elevar el nivel
de vida de la población y fortalecer la soberanía económica del país,
garantizando la seguridad jurídica, solidez, dinamismo, sustentabilidad,
permanencia y equidad del crecimiento de la economía, para lograr una
justa distribución de la riqueza mediante una planificación estratégica
democrática participativa y de consulta abierta.

6. Constitución de la República Bolivariana
de Venezuela, 1999
Título VI, del Sistema Socio Económico, Capítulo I, del Régimen
Socio Económico y de La Función del Estado en la Economía
Artículo 302. El Estado se reserva, mediante la ley orgánica
respectiva, y por razones de conveniencia nacional, la actividad
petrolera y otras industrias, explotaciones, servicios y bienes de
interés público y de carácter estratégico. El Estado promoverá la
manufactura nacional de materias primas provenientes de la
explotación de los recursos naturales no renovables, con el fin de
asimilar, crear e innovar tecnologías, generar empleo y crecimiento
económico, y crear riqueza y bienestar para el pueblo.

7. Constitución de la República Bolivariana
de Venezuela, 1999
Título VI, del Sistema Socio Económico, Capítulo I, del Régimen
Socio Económico y de La Función del Estado en la Economía
Artículo 303. Por razones de soberanía económica, política y de
estrategia nacional, el Estado conservará la totalidad de las
acciones de Petróleos de Venezuela, S.A., o del ente creado para
el manejo de la industria petrolera, exceptuando las de las filiales,
asociaciones estratégicas, empresas y cualquier otra que se haya
constituido o se constituya como consecuencia del desarrollo de
negocios de Petróleos de Venezuela, S.A.
FIN

8. Decreto - Ley Orgánica de Planificación,
2001
Titulo I, Disposiciones Fundamentales
Objeto y Finalidad
Artículo 1°. El presente Decreto Ley tiene por objeto establecer las
bases y lineamientos para la construcción, la viabilidad, el
perfeccionamiento y la organización de la planificación en los
diferentes niveles territoriales de gobierno, así como el fortalecimiento
de los mecanismos de consulta y participación democrática en la
misma.
Definición
Artículo 2°. Se entiende por planificación, la tecnología permanente,
ininterrumpida y reiterada del Estado y la sociedad, destinada a lograr
su cambio estructural de conformidad con la Constitución de la
República.

9. Decreto - Ley Orgánica de Planificación,
2001
Titulo III, Las Instancias de Coordinacion y Formulacion en la
Planificacion, Capítulo I, Las Instancias Nacionales, Presidente de la
República
Artículo 17. Es de la competencia del Presidente de la República
formular el Plan Nacional de Desarrollo y dirigir su ejecución,
previa aprobación de la Asamblea Nacional. Ministerio de
Planificación y Desarrollo

10. Decreto - Ley Orgánica de Planificación,
2001
Titulo III, Las Instancias De Coordinacion y Formulacion en la
Planificacion, Capítulo I, Las Instancias Nacionales, Ministerio de
Planificación y Desarrollo
Artículo 18. Es de la competencia del Ministerio de Planificación y Desarrollo:
1. Regular, formular y hacer seguimiento de las políticas de planificación.
2. Formular las estrategias de desarrollo económico y social de la Nación y
preparar las proyecciones y alternativas.
3. Elaborar, coordinar y hacer seguimiento del Plan Nacional de Desarrollo, del
Plan Operativo Anual Nacional, del Plan de Inversiones Públicas, del Plan
Nacional de Desarrollo Institucional y del Plan Nacional de Desarrollo Regional.
4. Proponer los lineamientos de la planificación del Estado y de la planificación
física y espacial en escala nacional.
5. Coordinar, orientar, capacitar, compatibilizar, evaluar, hacer seguimiento y
controlar los diversos planes sectoriales, estadales y municipales, así como las
actividades de desarrollo regional.
6. Las demás que le atribuya la ley.
FIN

11. Ley Orgánica de Hidrocarburos, 2001
Sección II
De la Competencia
Artículo 8.- Corresponde al Ministerio de Energía y Minas la formulación, regulación y
seguimiento de las políticas y la planificación, realización y fiscalización de las actividades
en materia de hidrocarburos, lo cual comprende lo relativo al desarrollo, conservación,
aprovechamiento y control de dichos recursos; así como al estudio de mercados, al análisis y
fijación de precios de los hidrocarburos y de sus productos. En tal sentido, el Ministerio de
Energía y Minas es el órgano nacional competente en todo lo relacionado con la administración
de los hidrocarburos y en consecuencia tiene la facultad de inspeccionar los trabajos y
actividades inherentes a los mismos, así como las de fiscalizar las operaciones que causen los
impuestos, tasas o contribuciones establecidos en este Decreto Ley y revisar las contabilidades
respectivas.
El Ministerio de Energía y Minas realizará la función de planificación a que se refiere este
artículo, en concordancia con el Plan Nacional de Desarrollo. A los fines del cumplimiento
de estas funciones, el Ejecutivo Nacional proveerá los recursos necesarios conforme a las
normas legales pertinentes.
Los funcionarios y particulares prestarán a los empleados nacionales que realicen las anteriores
funciones, las más amplias facilidades para el cabal desempeño de las mismas.
FIN

12. Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos,
1999
Capitulo II
Disposiciones Generales
Artículo 6.- El Ejecutivo Nacional, por órgano del Ministerio
de Energía y Minas, ejercerá la competencia nacional en
materia de los hidrocarburos a los cuales se refiere esta Ley
y en consecuencia, podrá planificar, vigilar, inspeccionar y
fiscalizar a todos los fines previstos en las leyes, las
actividades relacionadas con los mismos.
FIN

13. Líneas generales del Plan de Desarrollo
Económico y Social de la Nación 2001-2007
Objetivos Estrategias
Desarrollar la Diversificació n
1. economía productiva. productiva.
Econó mico
Incorporació n
Alcanzar la equidad
2. Social progresiva.
social.
(Inclusió n)
Participació n
Construir la
3. protagó nica
democracia
Político corresponsable.
bolivariana.
Ocupar y consolidar Descentralizació n
4. el territorio. desconcentrada.
Territorial
Fortalecer la
Pluralizació n
5. soberanía nacional y
multipolar.
Internacional promover un mundo
multipolar. FIN

14. Lineamientos Estratégicos del
Ministerio de Energía y Petróleo
Alinear PDN con Plan de
Alinear PDN con Plan de
1
Ejercer Desarrollo Nacional
Desarrollo Nacional
soberanía sobre
hidrocarburos Cumplir con Marco Legal y
Cumplir con Marco Legal y
2
Fiscal
Fiscal
Defender Precios y Recursos
Defender Precios y Recursos
3
(OPEP)
(OPEP)
Plan
Nacional Impulsar Desarrollo
Impulsar Desarrollo
4
de Endógeno Nacional
Endógeno Nacional
Fortalecer y
Desarrollo controlar a
5 Desarrollar Capital Nacional
Desarrollar Capital Nacional
PDVSA
Mejorar Base y Composición
Mejorar Base y Composición
6
Contribución al de Recursos
de Recursos
fisco
7 Mejorar Cesta Venezuela
Mejorar Cesta Venezuela
Fomentar el
Reorientar Estrategia
Reorientar Estrategia
desarrollo 8
Internacional
Internacional
nacional
Instrumento 9
Industrialización de
Industrialización de
para el Hidrocarburos
Hidrocarburos
desarrollo
10 Maximizar uso de Recursos
Maximizar uso de Recursos
FIN

15. Lineamientos Estratégicos PDVSA
Utilizar el conocimiento de planificación a largo plazo generado en la OPEP para
soportar nuestra planificación a ese mismo nivel alineada a la estrategia geopolítica
internacional.
Mejorar la composición de la base de recursos incorporando nuevas reservas por
exploración, estudios integrados y análisis de certificación
Asegurar suministros para el crecimiento de la demanda de petróleo en la Cuenca del
Atlántico y otros mercados del Caribe y Suramérica
Desarrollar integralmente la Faja del Orinoco alineado con el desarrollo de gas no
asociado, ambos con posibilidades de exportaciones a mercados no tradicionales en
el contexto geopolítico internacional.
Soportar los crecimientos en el consumo de energía eléctrica con desarrollos propios
para proteger esta energía primaria a nivel nacional.
Implantar un plan social sustentable de gran impacto nacional alineado a los planes
Sociales del Estado Venezolano
Posicionar a PDVSA como empresa líder en seguridad, higiene y ambiente a nivel
mundial
FIN

16. Estrategia Corporativa
Maximizar el valor de los recursos
naturales de Petróleo y Gas
Valoración de los
Exploración Gas Aguas Abajo
crudos Pesados
L/M
• Concentrar el
y Extrapesados • Optimizar negocios
• Desarrollar
Esfuerzo Propio en • Incrementar la agresivamente con Nacionales e Internac.-
áreas cercanas a creación de valor – Esfuerzo Propio y Balancear Disposición
desarrollos actuales Cero Residual participación de P/XP-Máximo valor-
• Asegurar los Terceros. Especial Satisfacer Mercado Local
• Desarrollar Nuevas énfasis en
Areas incluyendo desarrollos futuros • Participar
en concordancia Occidente
costa afuera estratégicamente en
apalancados con con el marco legal • Cubrir demanda mercados Internacionales
Terceros existente interna
• Mejorar • Participar
composición de estratégicamente en
exportación P-XP mercados Internac.
Como una empresa propiedad del estado y con responsabilidad social
Alineada con el Plan Nacional de Desarrollo
Formación de Capital Nacional, Seguridad, Ambiente e Higiene
FIN

17. PDVSA: Proceso Planificación Estratégica
Marco Legal, Análisis Establecimiento
Políticas y Estratégico Direccionalidad
Lineamientos
Plan Nacional de Desarrollo
Planes Estratégicos:
Verificación Alineación al
Valores
Misión • Emisión Guías
Visión • Formulación Planes
Control y Seguimiento Elaboración - Optimización:
de Planes Estratégicos • Portafolio de Inversiones
• Planes Estratégicos
Implementación Planes Estratégicos:
de Planes Aprobación y Divulgación
Gerenciar Planes Estratégicos:
Recursos
Humanos Tecnología Procesos Ambiente Sociedad

18. En Resumen
• La Formulación, Divulgación e Implementación del
Plan Estratégico es un ejercicio de Soberanía.
• En el Plan se exponen las líneas maestras de la
política energética venezolana, diseñadas con base a
las directrices del marco jurídico de nuestro país y de
acuerdo a los intereses nacionales, que son los de la
mayoría, los del pueblo venezolano.

19. Mercado Energético Internacional

20. Descripción Escenarios Internacionales
OPEP 2006-2012
Status Quo (SQ) Preponderancia de la Demanda - PDD
Dynamics – as – Usual Protracted Market Tightness
• Crecimiento económico: 3,6% • Crecimiento económico: 4,1%
• Mantenimiento de la dinámica actual • Mejoramiento clima conflictividad
de conflictividad geopolítica y de internacional
tendencias ambientales • Solución proactiva a los cambios
climáticos
Preponderancia de la Oferta - PDO
Prolonged Soft Market
• Crecimiento económico: 3,1%
• Elevada conflictividad geopolítica
• Firma generalizada del protocolo de Kyoto

21. Escenarios Petroleros Internacionales OPEP
2006-2012 Comportamiento Demanda Mundia
MMb/d
100
Crecimiento sostenido de la Crecimiento %
demanda bajo cualquier escenario 2005 - 2012
95
94,1 1,8
92,6 1,5
91,1 1,3
90
85 83.3
80
Fuente: OPEP
2005 2010 2012
Esc. PDO Esc. PDD Esc. SQ
PDO= Preponderancia de la Oferta SQ= Status Quo PDD= Preponderancia de la Demanda

22. OPEP
Escenarios de Precios para el WTI - $/Bbl
$/Bbl Fin de la era del PREPONDERANCIA
DE LA DEMANDA
80 Petróleo Barato STATUS QUO (2005)
70
60
50
STATUS QUO (2003)
40
30
PREPONDERANCIA
20 DE LA OFERTA
Crisis Económica Mundial
10
0
90
94
96
98
00
02
06
80
82
84
86
88
92
04
08
10
12
19
19
19
20
19
19
19
19
19
19
19
20
20
20
20
20
20
Fuente: OPEP

23. Geopolítica Mercado Petrolero Internacional
Rusia
Reducción de los crecimiento de producción
Cuellos de botella en transporte de crudo
EE.UU. China
Incertidumbre en
Europa sostenibilidad de
Prioridad seguridad Terrorismo alta demanda
Incremento reservas Constitución
estratégicas Agotamiento
Cuello botella refinación reservas Mar del
Huracanes Norte
Se crean señales Arabia Saudita
Conflictos Irán
de interrupción en sociales internos Amenazas
el suministro Terrorismo represalias de
EE.UU.
crudo y productos Nigeria Irak por desarrollo
Conflictos étnicos Ocupación nuclear
huelgas petroleras Violencia
permanente

24. Demanda Mundial de Crudo (MMBD)
30 Se espera Fuerte Demanda en Asia
4,3
2,4
25
0,9
20 Crecimiento Total de
Demanda: 10,6 MMBD
15
10 0,9
1,0
0,7
5 0,4
0
EE.UU. Asia Europa Latinoamérica África Ex-URSS Medio Oriente
y Canadá
2003 2010
Fuente: Purvin and Gertz, 2004

25. Cambios en la Producción
OPEP y No OPEP desde Agosto 2004
3
2
Incremento en
la Producción OPEP
1.6 0,4 Adicional al
1.2 Mercado
1
Incremento en
la Demanda Mundial
0
(0,6) Reducción No
-0.6 OPEP
Producción No-OPEP (0,2) Reducción
-1 Neta
Jun-04 Ago-04 Oct-04 Dic-04 Feb-05 Abr-05 Jun-05
Disminución Progresiva del Aporte No OPEP

26. Comportamiento Suministro no OPEP vs Demanda
120.000 Creciente 120.000
diferenciales entre la
100.000 oferta no - OPEP y la 100.000
demanda mundial
80.000 80.000
(MBD)
60.000 60.000
40.000 40.000
No OPEP Crudos No-OPEP NGL
20.000 20.000
No-OPEP arenas Petróleo 1.1% Crec.
1.8% Crec. 2.4% Crec.
0 0
87
19 3
19 7
03
07
11
20 7
19 5
89
91
95
99
01
20 5
20 9
13
15
19
8
9
9
0
0
1
19
19
20
20
20
19
19
19
20
20
20
20
Fuente: OPEP

27. OPEP: Capacidad Ociosa
MMBD $/Bbl
16 Capacidad Ociosa 50
Cesta OPEP
14 45
40
12
35
10 30
8 25
20
6
15
4
10
2 5
0 0
1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004
Baja Capacidad de Maniobra de los Países OPEP
• Estimado Junio 2005 Fuente: OPEP y Fuentes Secundarias

28. Problemática de la Industria de Refinación
Dramática reducción en la Incremento de la tasa de
capacidad de refinación mundial utilización de la capacidad
en los últimos cuatro años refinación en los principales
mb/d mercados
%
8 100
7
4 Millones 95
6
5 90
4
3
85
2
80
1
0 75
Ene- Jul- Ene- Jul- Ene- Jul- Ene- Ene- Jul- Ene- Jul- Ene- Jul- Ene-
02 02 03 03 04 04 05 02 02 03 03 04 04 05
UE15 y Noruega EE.UU. Asia* UE15 y Noruega EE.UU. Asia*
*Asia = Japón, Sur Corea, China, India y Singapur, para algunos países de Asia los meses de Abril y Mayo son estimados

29. Cuenca Atlántica Utilización de Refinerías
55.000 100
52.500 Capacidad de Refinación
98
50.000
% Utilizació n
Demanda de Productos 96
47.500
MBD
45.000 94
Porcentaje de Utilización
42.500
92
40.000
90
37.500
35.000 88
2003 2004 2005 2006 2007 2008
Cuenca Atlántica incluye: EEUU excl Padd V, Canadá, Europa, Latinoamérica, África y países ex Unión Soviética
Cuello de botella en la capacidad de refinación base
Fuente: Purvin & Gertz, May 2002 Atlántica

30. Capacidad de Refinación 2003 - 2010 (MMBD)
Demanda Incremental de Gasolina y Destilados 6.8 MMBPD
2,1 Máxima Capacidad Posible (equiv. Craqueo) 0.6 MMBPD
Expansiones Anunciadas (equiv. Craqueo) 1.6 MMBPD
2,7 Déficit de Capacidad 4.6 MMBPD
1,4
Déficit Total de
Capacidad: Demanda Global
1,9
4.6 MMBPD 6,8 MMBD
0,3 0,1 0,3
0,2
0,1 0,2
0,3 0,6 0,5 0,1
0,1 0,4 0,5
0,5
0,2 0,2 0,3 0,2 0,2 0,2
EE.UU. Asia Europa Latinoamérica África Ex-URSS Medio Oriente
y Canadá excluye
ex-URSS
Fuente: Purvin & Gertz, mayo 2004

31. Faja Petrolífera del Orinoco:
Precio de Exportación Crudo Sintético
($/Bbl
)
60
50
40
30
20
10
0
Ene-05 Feb-05 Mar-05 Abr-05 May-05 Jun-05 Jul-05 Ago-05
En 8 Meses se Incrementó en 20 $/B

32. En Resumen
• Factores geopolíticos y especulativos gravitan en la exacerbación
del precio del petróleo
• Crisis en el desarrollo de nuevas reservas No – OPEP
• Crisis en la capacidad de refinación
• Progresivamente el crudo pesado y extrapesado se hace mas
comercial y mejor rendimiento de su mejoramiento y refinación
Países OPEP únicos con capacidad de suministro
suficiente para resolver el cuello de botella de la oferta
a fin de contribuir a estabilizar los precios

33. Venezuela y su Rol en el Mercado
Energético

34. Reservas Probadas de Petróleo
MMMBls ARABIA SAUDITA 261
IRAQ 113
KUWAIT 94
Al incluir la Faja del Orinoco,
ABU DHABI 92
IRAN 90 Venezuela poseerá la mayor
QATAR 4
676 acumulación de Hidrocarburos
Líquidos a nivel Mundial
313 Faja del Orinoco
236 (A ser Cuantificadas)
75 71
49 44 19
77
MEDIO VENEZUELA AFRICA AMERICA RUSIA ASIA EUROPA
ORIENTE Sin
VZLA / Canadá

35. Reservas Probadas de Gas
MEDIO 1749
ORIENTE
RUSIA 1700
IRÁN 812
QATAR 300
AFRICA 394
ARABIA SAUDITA 204
BPC
EAU 196
ASIA 363 IRAK 110
KUWAIT 52
AMÉRICA
(Sin 338
VENEZUELA)
OTROS
302
EUROPA 157
VENEZUELA 150(*) (*) 136 BPC ( 91% DE GAS ASOCIADO)

36. En Resumen
• Venezuela único país con reservas significativas de crudo en el
hemisferio occidental
• Venezuela Primer país en el mundo con cantidad de reservas de
crudo (una vez certificadas las correspondientes en la Faja del
Orinoco)
Venezuela País Clave para
Resolver la Crisis Energética

37. Estrategia Energética del Estado Venezolano
en el Contexto Geopolítico Nacional e
Internacional

38. PDVSA en el marco de la Integración
Energética Visión Bolivariana
Esquema Impulso del
Hegemónico Unipolar
Nuevo Sistema Pluripolar
Internacional
La Energía como
Instrumento e Integración Ideal Bolivariano de
Multisectorial Integración para Corregir las
Asimetrías
La Complementación y la
Solidaridad Compartida
entre los Pueblos

39. Estrategia Internacional de la Nueva PDVSA
Mercados Tradicionales Rusia
España
EE.UU.
China
Irán
Cuba India
Jamaica PETROCARIBE
Diversificación de Mercados
Colombia
PETROANDINA
Ecuador Brasil
PETROSUR
Bolivia
Uruguay
Argentina Apuntalamiento de la OPEP
Integración Energética Regional

40. Estrategia Internacional de la Nueva PDVSA
Caso: Integración Latinoamericana
Acuerdo de San José
Acuerdo Energético de
PETROAMERICA Caracas
PETROCARIBE
Integración Energética a través de:
• Distribución de productos
• Remodelación de refinerías existentes
• Construcción de nuevas refinerías
PETROANDINA
Comunidad de
Naciones Andinas
PETROSUR
MERCOSUR

41. PDVSA Integrada al Plan País:
Desarrollo Sociola Geopolítica Internacional
Estrategia para Económico
Proyecto País Nuevo Mapa
Nuevo Mapa
Estratégico Nación
“Diversificación Estratégico Nación
Productiva”
Plan Nacional de Desarrollo Acelerar la Construcción del
Políticas Públicas Nuevo Modelo Productivo,
Financiamiento Rumbo a la Creación del
Nuevo Sistema Económico
Toma de Decisiones
Incentivos Fiscales
Regulación seleccionada
Estrategia del Mercado Plan de Acción
Servicios Públicos
Proyectos mandatorios
Infraestructura
Desarrollo Endógeno
Promoción de Inversiones
Lineamientos
MINISTERIO DE ENERGIA Y PETROLEO
Alinear estrategia y los Planes de Inversión
de los Hidrocarburos con el
Base de
Plan de Desarrollo Económico y Social de la Nación
Recursos
PDVSA: Estrategia Empresarial
PDVSA: Estrategia Empresarial
Petróleo como factor de integración regional e impulso para alcanzar
Petróleo como factor de democratización de capital al nuevo sistema
internacional multipolar
la equidad social

42. Ejes Fundamentales del
Plan Siembra Petrolera 2006 - 2012

43. Ejes Fundamentales del Plan
Siembra Petrolera 2006 - 2012
M A R C A
3 - Eje Delta Caribe
R I B E N
(Delta Caribe Occidental - Delta Caribe Oriental)
ISLA DE
AVES
Los Monjes
7 - Eje Comercialización
GOLFO DE VENEZUELA de Crudos y Productos
6 - Eje Desarrollo FACHADA CARIBE
FALCÓN NE
de Infraestructura
Occidente FACHADA ATLANTICA
Oriente PLATAFORMA DELTANA
4 - Eje Crecimiento de
Producción Áreas Centro Sur
Tradicionales
5 - Eje Proyectos 2 - Eje Proyecto 1 - Eje Magna Reserva
Mayores de Refinación Orinoco FPO

44. Plan 2006 - 2012 Desembolsos (MM$)
Total: 123.959
55.928 39.781
19.807
8.443
Inversiones: 75.735 Gastos: 48.224
PDVSA Terceros

45. Desembolsos PDVSA - MM$
Total: 95.709
Inversiones Gastos
55.928 39.781
609 8.396
1.557 583
3.562 2.194 925 3.010 109 680
6.932 552
6.146
4637
2.444
16.699 1089
595
93 16.953 2.891
161 14.277
615
Esfuerzo Propio PDVSA Gas Esfuerzo Propio PDVSA Gas
Asociaciones Faja Empresas Mixtas Asociaciones Faja Nuevos Negocios Faja
Nuevos Negocios Faja Convenios a Riesgo Empresas Mixtas Convenios a Riesgo
Costa Afuera Exploración Costa Afuera Exploración
Refinación Distribución Venezuela Refinación Distribución Venezuela
Deltaven PDV Marina Deltaven PDV Marina
45

46. Inversiones PDVSA - MM$
Total: 55.928
Negocios Aguas Arriba Negocios Aguas Abajo
40.782 15.146
3.562 609
1.557
14.277
8.396
16.699
615
583
161 93
6.932
2.444
Esfuerzo Propio PDVSA Gas Refinación Distribución Venezuela
Asociaciones Faja Empresas Mixtas
Nuevos Negocios Faja Convenios a Riesgo
Deltaven PDV Marina
Costa Afuera Exploración
46

47. Gastos PDVSA - MM$
Total: 39.781
Negocios Aguas Arriba Negocios Aguas Abajo
29.060 10.721
4.637 6.146
16.953
1.089
2.194
925
109 3.010 2.891 595
552 680
Esfuerzo Propio PDVSA Gas Refinación Distribución Venezuela
Asociaciones Faja Nuevos Negocios Faja
Empresas Mixtas Convenios a Riesgo
Costa Afuera Exploración Deltaven PDV Marina
47

48. Terceros - MM$
Total: 28.250
Inversiones Gastos
19.807 8.443
1.496 1.083 889
2.892
8.067 5.703
3.459
519
1.882 1.575 685
Asociaciones Faja Nuevos Negocios Faja Asociaciones Faja Nuevos Negocios Faja
Empresas Mixtas Convenios a Riesgo Empresas Mixtas Convenios a Riesgo
Costa Afuera Refinación Costa Afuera
48

49. Plan de Negocios 2005 - 2012
MBD Producción Promedio de Crudo
6000 5837
615
5000 121
622
4000 3321
3513 460
6 71 4019
3000 614 622
516 532
2000
2185 2288
1000
0
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Gestión Directa Empresas Mixtas Convenios de Asociación
Ganancias Compartidas Empresas Mixtas Adicional Nuevos Proyectos Faja

50. Producción Promedio por Tipo de Crudo (MBD)
Gestión Directa
OCCIDENTE
2339
M A R C A R I B E ORIENTE N
1596 1123
ISLA DE
1146
951 663 AVES
269
423
877 1216
933
528 Los Monjes
GOLFO DE VENEZUELA FACHADA CARIBE
FALCÓN NE
Occidente FACHADA ATLANTICA
Oriente PLATAFORMA DELTANA
CENTRO SUR
Centro Sur TOTAL
4019
2185 1786
88 84 692
2233
1493 CLM
PXP
FIN

51. Visión de Infraestructura Recolección,
Almacenamiento y Embarque de Crudo
Terminal Cabotaje en
Visualización
Paraguaná
CRP
940 MBD
Terminal
Bajo Grande Puerto Cabotaje en
Miranda Visualización
Palmarejo Terminal Güiria
de Mara Terminal 400 MBD Terminal
Terminal Jose
PLC Gúiria
La Salina Oleoducto en El Palito (2 Nuevos
Visualización Puestos)
Bajo
Ulé
Boscan
Grande El Palito Jose PLC Terminal
15 MBD Caripito
130 MBD 200 MBD Caripito
Punta 50MBD
de Palmas
Bachaquero Oleoducto en
Oleoducto en Visualización
Visualización PTA San PTT
Roque PTJ
5 MBD
Barinas EPT1
50 MBD PTO
EPM1
PTS Terminal
Cabruta Punta
400 MBD Cuchillo
La
Victoria
Guafita
• Occidente: Almacenamiento 2.7 MMBls
Almacenamiento Actual
Nuevo Almacenamiento (14 Tanques)
Terminales
Infraestructura a Desincorporar
• Oriente: Almacenamiento 6.6 MMBls
Refinería Existente
Refinería Nueva
(21 Tanques), 3 Puestos de Embarque,
Líneas de Recolección
Nuevas Líneas de Recolección
650 Kms. de Oleoductos
Líneas de Recolección en visualización

52. Visión de Infraestructura de
Almacenamiento y Transporte de Productos
CRP
AMUAY
Curaçao
13,5 MBD
Sistema
CARDÓN Tacagua
42 MBD
103 MBD
15 MBD CATIA EL
6 MBD LA MAR
AZ
Centros de 222 Km GUAMACHE
Almacenamiento F 24” ø EL
SU 113 MBD 152 Km PALITO CANTINAS
12” ø CARIPITO
17 Km
55 MBD
BAJO BARQUISIMETO 10” ø
120 Km 47 Km PTO LA CRUZ
GRANDE 434 MB 24 MBD Sistema
120 Km
12” ø
+145 MB 16” ø YAGUA
761 MB 73 Km CARENERO
SAN Sistema SISOR
12” ø LORENZO
125 MBD +165 MB GUATIRE 16” ø
+ 65 MB SISCO 60 MBD
Sistema Sistema 160 Km 158 Km MATURÍN
SUMANDES 165 Km Carenero-Guatire
16” ø 8” ø
165 Km 60 MBD 24 MBD
65 MBD 12” ø 12” ø
+48 MBD 200 Km
12” ø
EL VIGÍA
SAN TOMÉ 36 MBD
+145 MB
BARINAS
PTO
ORDAZ
70 Km
LA CABRUTA CIUDAD 8” ø
FRIA BOLIVAR 15 MBD
1 MBD
Planta de Distribución Existente
Planta de Distribución FS PTO
AYACUCHO
Planta de Distribución Nueva
Terminales Marítimos/Fluviales
Poliducto Existente
Poliducto Nuevo
Transporte Marítimo/Fluvial
Proyectos en visualización

53. Visión de Infraestructura de Procesamiento, Fraccionamiento,
Transporte y Distribución de LGN’s (incluye GLP)
Planta Distribución
Cardón
Planta Distribución
Carenero Planta Distribución
Guamache Planta Distribución
El Tablazo Planta Distribución Guiria
Planta Distribución Ref. PLC
LGN I/ II Guatire
El Palito Caripito
Bajo Grande Ulé Jusepín Nueva
Jusepín
CCO
Criogénic
TJs II/ III o Jose
GLP 5 Pirital
Lama
Proceso Nuevo
Tren Sta. Bárbara
Lamar Líquido
Fracc.
Jose Accro III
Barinas San Joaquín
Acrro IV
Nueva San JoaquínRSJ
Plantas Procesamiento Existente Cabruta
Plantas Procesamiento Nuevas
Planta Fraccionamiento Existente
Planta Fraccionamiento Nueva
Planta Distribución GLP Existente
Planta Distribución GLP Nueva
Infraestructura a Desincorporar
Poliducto Existente
Poliducto Nuevo
Transporte vía Cabotaje
T&D vía Terrestre

54. Visión de Infraestructura
Transporte de Gas Metano
GOLFO
Gasoducto VZLA
CRP Proyecto ICO Sistemas de Gasoductos
Colombo - Venezolano LA VELA
(En Progreso Gasoducto Costa Afuera-Tierra
Fase I) Barbacoas-Margarita Exportación GNL
Ballenas
Ampliación NORTE
Anaco-Bqto
Margarita
PARIA
Río Seco
Planta
COLOMBIA Litoral Ampliación Coche Liquefacción
Maracaibo Sistema Morón Anaco-Jose/PLC
Ulé-Amuay Cumaná Güiria
Maracay Caracas
Yaritagua PLC
Bqto. Valencia Arichuna Jose
Ulé PD
San Altagracia Barbacoas
LAGO Carlos S.J Morros Pedernales
Sombrero ANACO
Acarigua YP NM
Santa
SAN Anaco Bárbara
MORICHAL
CARLOS
Guanare Soto Dación
GUARICO COPA MONAGAS
Calabozo MACOYA Morichal
OCC. SUR
Casigua F/S Valle de
Barrancas Barinas OCN /
La Pascua Mamo Puerto Ordaz
AMERIVEN
La Fría Sistema de Transporte Chaguaramas
Eje Norte Llanero SINCOR/ Ampliación
BARRANCAS Cabruta PETROZUATAAnaco-POZ
El Piñal
Gasoducto
Planta Compresora Existente Venezuela-Brasil
Nueva Planta Compresora
Gasoducto Existente
Gasoducto Nuevo
Gasoductos en visualización
Fuente de Gas Actual
Fuente de Gas Futura

55. Visión de Infraestructura de GNV
CRP
Río Seco Margarita
Maracaib El Tablazo Litoral Coche
Sistema Morón
o Cumaná Güiria
Ulé-Amuay Maracay Caracas
Yaritagua PLC
Bqto. Valencia Arichuna Jose
Ulé San Altagracia Barbacoas
Carlos S.J Morros Pedernales
Sombrero
Acarigua Santa Maturín
Bárbara
Anaco
Guanare Soto Dación
Calabozo Morichal
Casigua F/S Valle de
Barrancas Barinas
La Mamo Puerto Ordaz
La Fría Pascua
Chaguaramas
Cabruta
El Piñal
Gasoducto Existente
Gasoducto Nuevo
Gasoductos en visualización
Zonas actualmente con
GNV
Potenciales zonas de
consumo de GNV
FIN

56. Recursos Faja (MMMBLS)
Km2
ÁREA TOTAL FAJA: 55.314
ÁREA ACTUAL EN EXPLOTACIÓN: 11.593
ÁREA A CUANTIFICAR: 18.220
ÁREA REMANENTE:(Parque
Nacional y Áreas Reservadas) 25.501
Carabobo
Boyacá
MACHETE
Junín Ayacucho
c o
i n o
R í o O r TOTAL
MMMBLS
POES 489 557 87 227 1360
RESERVAS PROBADAS 1 15 6 15 37

57. Proyecto de Cuantificación y
Certificación de Reservas en la Faja
CUANTIFICAR Y CERTIFICAR
RESERVAS
Posicionar a Venezuela como el país
con las mayores reservas de crudo a
nivel mundial
Aplicar y desarrollar nuevas
tecnologías
Proveer los fundamentos técnicos
para realizar los análisis
económicos de nuevos negocios.
Apalancar el desarrollo del eje
Nororiental y Orinoco-Apure del país
y el desarrollo endógeno de la
Nación

58. Proyecto de Cuantificación y
Certificación de Reservas en la Faja
Boyacá Junin Carabobo
Ayacucho
N
6
BITOR
4
1 sc San
Cristobal
5 1
1
OCN
55 1 3 2 3
O
2 5 Petrozuata
PETROZUATA
1 7
RIQUIT
AGUAR NACIONAL
AMERIVEN
SINCOR 4
2
O GUA
3 4 6 2 4 6
3 6 Boyacá
E
9
PARQU
7 8
10 Junin
Rio
O rino
c o
7 Ayacucho
4 Carabobo
División en 27 Bloques (18.220 Km2) para cuantificación de volúmenes

59. Proyecto de Cuantificación y
Certificación de Reservas en la Faja
Empresas con Acuerdos de Entendimiento entre Gobiernos
N Boyacá Junin Carabobo
Ayacucho
O 1
BITOR
4
1 San 5 6 1 OCN
RIQUIT
AGUAR NACIO NAL
55 3 Cristobal
1 2 3
2 1 3 Petrozuata
PETROZUATA 7
7
5 1
O GUA
INDIA
AMERIVEN
SINCOR 4 N
3 4 6 4
244
4 2
E
3
PARQU
6 3
9 o co
7 8
7 Orin
Rio
BRASIL
IRAN
RUSIA
4 Junin
ESPAÑA
RUSIA 2 Ayacucho
CHINA
1 Carabobo
FIN

60. Proyecto Orinoco
Transporte a los Mercados de
Productos Mejorados y Refinados
JOSE
Güiria
PTO. LA CRUZ
Complejo
Mejorador Faja
CA RA BO BO
JUNIN AY AC UC HO
BOYACÁ Nueva Ciudad
Refinería a Desarrollar
Nueva Ciudad Cabruta
a Desarrollar

61. Perfil de Producción
Perfil de Producción Nuevos Negocios
MBPD
Faja
1207
Nuevo
Desarrollo II
1007
Nuevo
807 Desarrollo I
Producción Inicial
687
637 Optimización
Producción Actual Asociaciones 622 MBPD
FIN

62. Negocios de Exploración y
Producción con Terceros
I Ronda Empresas
Mixtas
II Ronda Empresas Mixtas Convenios de Asociación 33 Empresas Mixtas con participación de
III Ronda Empresas Mixtas 25 compañías de 19 países
Área con Licencia de Gas con reservas
probadas
Producción 530 MBD

63. Delta Caribe Como un Hito Fundamental
para El Desarrollo Industrial del País
Más de 500,000 km² Costa Afuera
 Reservas Probadas : 150 BPC
 Expectativas: 196 BPC (50 % Costa Afuera)
 Producción de Gas: 6.300 MMPCD
 Pronóstico 2012: 11.500 MMPCD
GOLFO DE VENEZUELA
Los Monjes
FACHADA CARIBE
FACHADA
FALCÓN NE ATLANTICA
PLATAFORMA
DELTANA

64. Recursos de Gas Costa Afuera
Proyecto Delta-Caribe
Nor Oriental
Recursos Occidente Recursos Oriente
8.500 MMB; 35 BPC 10.100 MMB; 65 BPC

65. La Visión Sistémica del Desarrollo
Norte de Paria profundo
NorOriental
. Río Caribe + Mejillones:
Norte.-Esfuerzo Propio
de Paria “Profundo”:
A Margarita Planta de GNL:
Proyecto de Exploración al Riesgo
.-Licencias y Dragón:
Patao
Mariscal Sucre
.-Disponible para complementar M.I. u Acceso
-Esfuerzo Propio, otros negocios
abierto a todos los
Río Caribe CIGMA GNL productores
CARUPANO
Corocoro:
NA
Desarrollo Gas libre
MA
CU
GPEEyP PDVSA
GPO
CAPURE
Guarapiche-Delta Centro-Punta Pescador
.-Licencias de Exploración al Riesgo
Guarapiche G.C.
Gasoducto Mariscal Sucre-CIGMA-Mercado Interno
TUCUPITA
Delta Centro
Punta Pescador
•B-1
Gasoducto Plataforma Deltana-CIGMA Punta Pescador
Oleoducto al CIGMA y TAE Güiria: •B-2
.-Esfuerzo propio
Gasoducto a Manaos
•B-3
CO
.-Esfuerzo compartido
LO RINO •B-4
AJ A DE
LA F Gasoducto a Manaos
•B-5 En estudio

66. Cronograma Hitos Relevantes
2006 2007 2008 2009 2010 2011
PROYECTO 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T
Inicio Producción
Perforación inicial
Mariscal Sucre: Río
Caribe y Mejillones
Gasoducto M.S.
A CIGMA-Margarita-
Mercado Interno

67. Proyecto Mariscal Sucre
Reservas/Prod. (14.3 BPC; 1.200 MMPCD) 15’
Inversión total en el orden de 2.700 MM US$ FASE II
FASE I 10’
MERCADO
INTERNO 05’
Dragón 11º
Trinidad & Tobago
Patao (4,8 BPC )
(4,4 BPC )
Venezuela
Mejillones 55’
(3,3 BPC )
Río Caribe
(1,8 BPC*) Producción Total
GAS / CONDENSADOS 1.200 MMPCD 50’
Parque Nacio 45’
nal Pen
í nsula de Par
ia
SUCRE PLANTA
ACONDICIONAMIENTO
Producción Inicial M.I.
’ ’ 600 MMPCD / 2008
45’ 40’ 35’ 30’ 25’ 20’ 15’ 10’ 05’ 62º 55’ 50’ 45’ 40’
* BPC: Billones de Pies Cúbicos

68. Cronograma Hitos Relevantes
2006 2007 2008 2009 2010 2011
PROYECTO 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T
Mariscal Sucre: Río
Caribe y Mejillones
Etapa Temprana del Terminal de
Almacenamiento y Embarque, y
Muelle
Primer Tren de Planta
Oleoducto Morichal-CIGMA
de Construcción
de GNL-Acceso Abierto
Complejo
Industrial Gran
Mariscal de
Ayacucho
Muelle
de Servicios

69. CIGMA - Plan Maestro
PARQUE
INDUSTRIAL
ALOJAMIENTO ETAPA I
CONSTRUCCIÓN
REFINACIÓN PROCESAMIENTO EDIFICACIONES ETAPA II
DE CRUDOS DE CRUDOS
PETROQUÍMICA ADMINISTRATIVAS
ETAPA III
Y SERVICIOS
G.T.L. ETAPA IV
AREA
PROTECCIÓN
RESIDENCIAL AMBIENTAL
ALMACENAMIENTO PETROQUÍMICA RESERVAS CUDOL
DE CRUDOS Y MEJORAMIENTO GÜIRIA ZONA DE
PRODUCTOS DE CRUDOS SEGURIDAD
FERTILIZANTES
CONTENEDORES
MANEJO DE E.T. GAS
SÓLIDOS GAS MUELLE DE
GENERACIÓN CONTENEDORES
ELÉCTRICA PLANTAS DE
SERVICIOS GNL
TERMINAL PORTUARIOS
DE
PRODUCTOS MUELLE DE TERMINALES
MUELLE DE
SERVICIOS PARA GNL
PETROQUÍMICA
PARCELAS PARCELAS DE CORREDORES DE
ETAPAS PERÍODO AREA NETA (Ha)
HABILITADAS SERVICIO SERVICIO (KM)
I - IV 2004 - 2035 22 3200 8 57

70. Cronograma Hitos Relevantes
2006 2007 2008 2009 2010 2011
PROYECTO 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T
Mariscal Sucre: Río
Caribe y Mejillones
Complejo
Industrial Gran
Mariscal de
Ayacucho Producción
inicial
Golfo de Paria y Coro-Coro
El Delta
Inicio
Proceso
Areas Delta

71. Golfo de Paria y El Delta
FASE Participación:
450 MM Bls PDVSA: 35%, ConocoPhillips:
60,000 BD, 24.5 API 32.5%, ENI: 26%, OPIC: 6.5%
20-30 MMPCD
480 MM U.S.D en 3 Años
2-3 BPC Gas No Asociado
2-3 BPC Gas No Asociado
200 MMPCD
200 MMPCD
F.S.O.
CIGMA
GPE
FPU
GPO WHP
Guarapiche
Delta Centro
Punta Pescador
Un ejemplo de la capacidad de la industria
Nacional

72. Cronograma Hitos Relevantes
2006 2007 2008 2009 2010 2011
PROYECTO 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T
Mariscal Sucre: Río
Caribe y Mejillones
Complejo
Industrial Gran
Mariscal de
Ayacucho
Golfo de Paria y
El Delta
Declaración Culminación Proceso
Primera Tonelada
Comercialidad Producción
Unificación Yacimientos
de GNL
Bloque-2 inicial
Bloque 1 y Bloque 2
Plataforma Deltana
Bloque 2
Reinicio Campaña
Exploratoria
Bloque-4 Stat Oil

73. Plataforma Deltana
1 64 km2 Reservado para PDVSA
2 169 km2 Licenciatario ChevronTexaco y COP
3 4.031 km2 Licenciatario ChevronTexaco
4 1.433 km2 Licenciatario Statoil
5 3.744 km2 Crecimiento Futuro
PRUEBA DEL POZO DORADO 1X
Caso Direccional:
Reserv/Prod: 9-10 BPC/1.000 MMPCD - 4,6 MMT/A
Inversiones : 2001-2003 = 180 MM US$
2004-2009 = 3.800 MM US$
Oper & Mant. : 35 años

74. Recursos de Gas Costa Afuera
Proyecto Delta - Caribe
Rafael Urdaneta
Recursos Occidente Recursos Oriente
8.500 MMB; 35 BPC 10.100 MMB; 65 BPC

75. Proyecto Rafael Urdaneta
Bloques Exploratorios y de Desarrollo
Fase A Fase B Posterior a la Fase A Fase C Por Definir
27 BPC
7 MM M B
LS
Archipiélago
los
Monjes
0,5 3 B
MM PC
MB
LS
Fase A: Ásignación de áreas- Final de Septiembre 2005
FIN

76. Tendencias en Calidad de Productos
2005 - 2010
Tendencias mundiales a calidad de producto más exigentes
Estados Unidos Europa
Gasolina Tier II Gasolina
 Azufre (2005: 90 ppm, 2006: 30 ppm) RFG y Fase II (2005)
Regular  Aromáticos, Olefinas
Uso de Etanol (2004)  Azufre (2005: 50 ppm 2009:10 ppm)
Eliminación MTBE(2004-2006) Diesel
Benceno 1% max vol  Azufre (2005: 50 ppm 2009: 10 ppm)
Diesel / Heating Oil
ULSD
 Azufre (15 ppm) (2006)
Heating Oil  Azufre (500 ppm) Todos
Trenes, Marino (2005: 500 ppm)
Residual
 Azufre 0,3 - 1 % y en plantas
Latinoamérica/ Caribe (*) de electricidad 0,3%
Gasolina Diesel Reducción de emisiones en
 Azufre (2004: 5000 ppm, 2005: 2000 plantas de electricidad
Eliminación Plomo (2004-2005)
ppm)
 Azufre (2004: 1000 ppm a  Cetano (47)
2005: 400 ppm) Destilación ( T90 %)
(*) El Caribe tiene mayor exigencia en calidades: 2005 150 ppm Gasolina / 350 ppm Diesel

77. Proyectos Mayores de Refinación en Venezuela
CRP 940 MBD RELP 140 MBD •Incremento de carga en
•Adecuación de la conversión Nueva Unidad de
Proyecto de conversión
refinería a atender Desalación Merey
•HDT Diesel y HDS VGO
CRP de residual en productos
exigencias futuras blancos •Nuevo CCR
RPLC 200 MBD
de calidad Conversión de residualPROYECTO
•Proyecto de ELP ETANOL
PLC en productos blancos
conversión de COMBUSTIBLE
residual en
productos blancos Eliminación del
•Industrialización de plomo de las
corrientes CARIPITO R. CARIPITO 50 MBD
gasolinas del
Producción de Asfalto
ML y sustitución
REF. BATALLA progresiva de
SANTA INES DESCONCENTRACIÓN TERRITORIAL
MTBE/TAME por
CABRUTA etanol
EJE ORINOCO-APURE
R. BATALLA SANTA INES - 50 MBD
Suministro de combustible a ML
R. CABRUTA 400 MBD
Conversión de crudos extrapesados
en productos blancos
Impulso al Desarrollo Nacional y a la Descentralización

78. Proyección Sistema de Refinación de PDVSA
2012 (MBD)
Capacidad Europa: 252 MBD
Capacidad EE.UU.: 1116 MBD
Nynas 50% (72)
Chalmette 50% Lemont
Paulsboro 84 Suecia / Bélgica /
(184) 92 167 Reino Unido 36
Sweeny Ruhr Oel 50% (432)
Savannah Alemania 216
(213) 165
28
Lake Charles Lyondell 42%
320 (265) 110 Capacidad en 2005 2012
St. Croix 50% Venezuela 1,3 1,8
Corpus Christi ISLA
150 335
(545) 273 MMBD
CRP 940
Cienfuegos 70
PLC 210 Capacidad
ELP 140 Jamaica (50) 25 2005 2012
Brasil (200) 100 Internacional 2,0 2,3
Cabruta 400
Sta. Inés 50
(MMBD)
Caripito 50
Uruguay 50
TOTAL: 4,1 MMBD
Capacidad Caribe/Brasil/Uruguay: 853 MBD
Nuevas Refinerías en Venezuela: 500 MBD
Nuevos Negocios en el Caribe, Brasil y Uruguay: 245 MBD FIN

79. Plan de Disposición de Productos
2005 - 2012
Disposición de Productos (MBD)
MERCADO NACIONAL 1.500
EXPORTACION
600
Otros (35%DVGO) 1.361
528 528 ASFALTO
504 5 15 FO# 6
500 4 83 4 90 49 3 JET
Ot r os Pr oduct os DIESEL
Bu nker & Jet GASOLINAS
FUEL OI L NAFTAS
400 1.000 950
855
DI ESEL 757 760
300
200 500
100
GASOLI NA SI N PLOMO
ENTRADA GAS
0 0
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2006 2008 2009 2010 2012
ETANOL S, ppm ETANOL
I MPORTADO GASOLI NA, 4 00 VZLA.
DI ESEL AUTO, 2 00 0

80. Plan de Suministro de Crudos
2005 - 2012
MBD
6.000
5215
4828
5.000
4323
3939
4.000
3459
3221 3368
2891 2981
3.000
2876
2542
1913 2151
2.000 1652
1.000 1847 1847
1239 1308 1308 1397 1447
0
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Crudo a Exportación CIENFUEGOS JAMAICA CARIPITO BATALLA CABRUTA
SANTA INES
Crudo a Refinación BRASIL

81. Plan de Crecimiento de Flota PDV Marina
2006 - 2012
Proceso Renovación y Expansión Acelerado
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
21 Buques Propios 58 Buques Propios
1.348.000 TPM 4.151.000 TPM
600 MBD (26% Vol. Export. 2005) 2100 MBD (45% Vol. Export. 2012)
Fuerza Motriz Gerencia de Proyectos
Millones US$ Inversión Estimada 2005 = 100 MM$
2 Asfalteros 100
2 Gaseros Compañía Naviera Alianzas Estratégicas con:
99
2
Compañía Naviera
Lubricanteros 66
14 Aframaxes 700
• España
8 Panamaxes 386 • Brasil
4 Suezmaxes 260 • China
4 VLCC 320 • Argentina
6 Producteros 240
42 Buques en Total 2171 Alta Participación Nacional
FIN

82. En Resumen
“…es un Plan Estratégico no de PDVSA, el
Plan nace en PDVSA, el Plan se genera en
PDVSA, pero es un Plan Nacional en el cual
estamos comprometidos en cuerpo, nervio,
alma y espíritu, en el gobierno nacional..”
Comandante Hugo Rafael Chávez Frías
Presidente de la República Bolivariana de Venezuela
Acto Inaugural PDVSA Planes Estratégicos, Caracas, Hotel Caracas Hilton, 18 de agosto de 2005

83. Gracias por su
Atención ...!

84. Marzo 2006