Presenta un analisis tecnico sobre el informe de resultados 2007 de PDVSA, Venezuela

1. Analisis de los resultados financieros
y operacionales 2007 de PDVSA
(Para la ANIH)
“Cuando el futuro nos alcance”
Arévalo Guzmán Reyes y
Diego J. González C.
Caracas, 05 de junio de 2008
DJGC

2. PDVSA Resultados 2007
DJGC

3. Cámara Petrolera de Venezuela
DJGC

4. Cámara Petrolera de Venezuela
DJGC

5. Integrada por 70 firmas consultoras,
representando más del 80% de la
capacidad de la consultoría organizada de
Venezuela.
DJGC

6. Las 26 empresas de la AVHI
http://www.venamcham.org/alianza/avhi.pdf DJGC

7. 80 Miembros de la Asociación Venezolana
de Procesadores de Gas - AVPG
DJGC

8. Asociación Venezolana de la Industria
Química y Petroquímica - ASOQUIM
DJGC

9. Los 27 Miembros de CONAPRI
DJGC

10. Los principales números de PDVSA
DJGC

11. Los responsables
DJGC

12. los recursos humanos han crecido 36%
DJGC

13. Re Organización de PDVSA, enero 1998
Fuente: El Pozo Ilustrado
DJGC

14. DJGC

15. Un Plan del año 2005 que a perdió 3 años
DJGC

16. Un Plan estratégico geopolítico
DJGC

17. Las bajas inversiones en EyP
5.688
MMUS$
DJGC

18. Sobre las reservas
DJGC

19. Único Informe Oficial
que presenta las cifras
en materia de
hidrocarburos en
Venezuela.
Publicado en
Septiembre 2007
DJGC

20. Las Reservas y los Recursos se clasifican
segun las Normas internacionales
Referencia , Issue Nº 76 12-16 July 2004 http://www.unece.org
Acorde con las Normas de SPE/AAPG/WPC DJGC

21. DJGC

22. MENPET - DEFINICIONES Y NORMAS DE LAS
RESERVAS DE HIDROCARBUROS
RESERVAS PROBADAS
Son los volúmenes estimados de hidrocarburos
recuperables con razonable certeza de yacimientos
conocidos, desde una fecha determinada en adelante, de
acuerdo con la información geológica y de ingeniería
disponible, y bajo condiciones operacionales, económicas y
regulaciones gubernamentales prevalecientes. Las reservas
probadas pueden ser subdivididas en Desarrolladas y No
Desarrolladas, que corresponden a los conceptos de
Desarrolladas
“sometidas y no sometidas a explotación”.
Cuando se utiliza el método determinísticos el término
quot;razonable certezaquot; indica un alto grado de confianza de
que las cantidades estimadas serán recuperadas.
DJGC

23. MENPET - DEFINICIONES Y NORMAS DE LAS
RESERVAS DE HIDROCARBUROS
RESERVAS PROBADAS DESARROLLADAS
Las reservas probadas desarrolladas están representadas por el
volumen de hidrocarburos comercialmente recuperable del yacimiento por
los pozos e instalaciones existentes. Dentro de esta definición se incluyen
las reservas detrás de la tubería revestidora que requieren un costo menor
y generalmente no requieren uso de taladro para incorporarlas a
producción. También se incluyen las que se esperan obtener por la
aplicación de métodos comprobados de recuperación suplementaria
cuando los equipos necesarios hayan sido instalados.
RESERVAS PROBADAS NO DESARROLLADAS
Reservas probadas no desarrolladas son los volúmenes de reservas
probadas de hidrocarburos que no pueden ser recuperadas
comercialmente a través de los pozos e instalaciones existentes. Incluye
las reservas detrás de la tubería que requieren un costo mayor para
incorporarlas a producción y las que necesitan de nuevos pozos e
instalaciones, o profundización de pozos existentes.
DJGC

24. El enigma de las reservas no desarrolladas
80,0
99,4
--15,5
16,9 %
28,1
63,1
83,9 16,7 %
12,3 23,0
40,4
83,9% de las reservas de petróleo
30,8
78,9%
No están desarrolladas! 10,0
No están desarrolladas!
38,5% de las reservas de gas
No están desarrolladas!
Fuente: Información financiera y Operacional al 31 12 2007 DJGC

25. Reservas desarrolladas por tipo de crudos
C 20,9%
L 24,3%
M 31,4%
P 28,6%
XP 6,8%
Promedio
15,6%
DJGC

26. Elementos para la revisión de las reservas
• Los descubrimientos
– Actividad exploratoria y/o de avanzada.
• Las extensiones
– Pozos de avanzada.
• Las revisiones
– Cambios positivos o negativos por ingeniería o geología.
DJGC

27. Sobre las nuevas reservas de Venezuela
RESERVAS DE PETROLEO DE VENEZUELA
1975-2005
MMB %
Mundo*
Comienzo del periodo 18,390 -
Nuevas reservas 88,003 100.0
12.3 50%
- Descubrimientos 10,783
7.1
- Extensiones 6,205
80.6
- Revisiones 71,015 50%
Producción acumulada (25,811) -
Fin del periodo 80,582 -
*R. Sandrea, O&GJ, July 12, 2004
DJGC

28. Las cifras oficiales de las reservas de petróleo
80,0 MMMB
Ref.: PODE 2005, Pág.. 42
DJGC

29. Una debilidad: las reservas de las áreas
tradicionales (ex-FPO)
Año Reservas
2005 80,6 MMMB
►56,3 MMMB (70%) son de crudos pesados y
extrapesados, hasta 21º API
►24,3 MMMB (30%) son de crudos medianos,
livianos y condensados, mayores a 21º API
40,1 MMMB (67%) extrapesados, incl. FAJA – 49,8% del total
16,2 MMMB (33%) pesados – 20,1% del total
56,3
DJGC

30. Casos de campos emblematicos en la Cuenca de
Maracaibo que han producido mas del 70%
de sus reservas recuperables (Mb)
RESERVAS
RESERVAS PRODUCCION %
CAMPO REMANENTES
RECUPERABLES ACUMULADA PRODUCIDO
Bachaquero
77.9
1,691.712 480.764
(1930) 2,172.476
Cabimas
93.1
364.783 27.061
(La Rosa 1917) 391.844
La Concepción
77.4
146.194 42.733
(1925) 188.927
84.7
885.713 159.419
La Paz (1923) 1,045.132
Lagunillas
72.2
2,108.065 810.464
(1926) 2,918.529
Mene Grande
87.1
657.660 97.475
(1914) 755.135
Tía Juana
74.2
1,775.431 617.356
(1928) 2,392.787
Totales 9,864.830 7,629.558 77.3 2,235.272
DJGC

31. Unas palabras sobre las
reservas de gas natural
de Venezuela
DJGC

32. Cifras oficiales de las reservas de gas
152,4 TCF
Ref.: PODE 2005, Pág.. 76
DJGC

33. Una debilidad: La composición de las
reservas oficiales
billones de pies
billones de pies
cúbicos (TCF)
cúbicos (TCF)
Reservas de Gas Asociado 137,2 (90%)
Reservas de Gas Asociado 137,2
Reservas de Gas Libre (No asociado) 15,3 (10%)
Reservas de Gas Libre (No asociado) 15,3 (10%)
Reservas Totales de Gas 152,4*
Reservas Totales de Gas 152,4*
* PODE 2005
* PODE 2005 DJGC

34. El talón de Aquiles de las reservas venezolanas
tradicionales de gas (137,2 TCF)
Las reservas de gas están en un 90% asociadas al
petróleo, por lo tanto, se verán afectadas por las
validaciones y certificaciones recomendadas para
las reservas de crudo C/L/M
20.5 % estan asociadas al gas inyectado en los
yacimientos para propositos de recuperacion
secundaria.
19.7 % estan asociadas a petroleos pesados,
extrapesados y bitumen
DJGC

35. Observaciones a las reservas de gas asociado,
que harían el abastecimiento al M.I. más difícil
Billones de pies cúbicos*
Billones de pies cúbicos*
Reservas de Gas Asociado 137,2
Reservas de Gas Asociado 137,2
Asociadas a inyección (20,7%) - 28,4
Asociadas a inyección (20,7%) - 28,4
Asociadas a crudos P y XP (19,7%) - 27,0
Asociadas a crudos P y XP (19,7%) - 27,0
No son 137,2 BPC, podrían ser: 81, 8 BPC !!
podrían
* 1 BPC = 1 TCF
* 1 BPC = 1 TCF
DJGC

36. El “sueño” de producción en su apogeo
5.818 - 4.700 = 1.118 b/d
DJGC

37. El “sueño” en perforación y RA/RC
DJGC

38. La verdad de la actividad de perforación
DJGC

39. Datos de producción
Convenios 316
Vs. 518 en 2004
FPO
267
246
29
542
Vs. 602 en 2006
DJGC

40. Producción de petróleo y gas?
R.G.P.?
Mcbo. 944
Barinas 720
Oriente 3.446
Promedio
2.396 pc/bbl
DJGC

41. La realidad (la Ley de Hubbert al
Caso Venezolano 1970 – 2005), Bls/día
CUENCA
CUENCA APURE
CUENCA
CUENCA DE
FALCON
BARINAS
ORIENTAL
MARACAIBO
(24 grandes campos
(21 grandes campos +
+ Otros) (9 campos) (6 campos)
Otros)
YEAR
1970 3,000,000 648,000 21,032 1,100
1985 1,288,000 366,000 9,634 265
1995 1,597,000 1,063,000 137,000 -
2005 1,191,100 1,988,200 56,000 1,200 DJGC

42. En Venezuela la declinación es crítica
Potencial de Producción F/A, MBD
PT C/A
1999 PT F/A
3.829 1999
3.760
302 Perf.
151 RA/RC
DECL.: 884 67 Otros
(23 %)
295 Conv.
física + mecánica
2.945
Fuente: Planes PDVSA DJGC

43. El “sueño”
ales
MBD anu
465
+ Neto =
s
ale
u
an
D
MB
9
85
=
to
Ne
+
La realidad: 2.400.000 b/d
DJGC

44. Venezuela - Producción Anual de Petróleo
1970: 1.351 MMB
1600
= 3,7 MMBD El Sueño
1400
Millones de barriles
2012: 2.131 MMB
1200
= 5,8 MMBD
1000
859 MBD
800
600
1985-1998
400
1985: 644 MMB 127 MBD
1998:
200
= 1,6 MMBD
3,33 MMBD
0
61
94
17
28
39
50
72
83
05
16
27
38
49
19
19
19
20
20
19
19
19
19
19
20
20
20
AÑO
Gráfica de Diego González
DJGC

45. Estado de los pozos capaces de producir 1976 – 2005
1976 2005 2008
Capaces de producir 21.230 32.006
En producción 11.870 15.372
Cerrados 9.360 17.236 20.000
44,1% 53,9%
Abandonados 7.601 11.936
Esperando Abandono 325 1.377
En la medida en que se incrementa el número de pozos cerrados
baja la producción y se dificultará el recobro final estimado
* Ref. PODE 2005, Pág 46
* Ref. PODE 2005, Pág 46 DJGC

46. Costos de producción
DJGC

47. Las nuevas empresas mixtas
DJGC

48. refinación
DJGC

49. El “sueño” de refinación – 700.000 b/d adicionales, y mas
+ +
+ +
+ +
DJGC

50. Los tiempos en el “sueño” de Refinación
DJGC

51. Desarrollo de gas Costa Afuera- 3.670 MMPCD
DJGC

52. El “sueño” en distribución de gas natural
DJGC

53. La realidad de la gasificación de ciudades
DJGC

54. Ventas de LGN y gas metano
178,8 MBD en 2002
2.291 MMPCD en 1998
DJGC

55. Otras consecuencias del déficit de gas
• Se incrementará el déficit de gas natural, por ser
éste asociado a la producción de crudos medianos,
livianos y condensados que están en franca
declinación.
• El gas faltante tendrá que ser sustituido por más
derivados del petróleo (un círculo vicioso).
• Otra cosa delicada con la falta de gas, es el posible
paro del sector petroquímico que lo usa como
materia prima
DJGC

56. lo que no es necesario hacer
DJGC

57. Nuevas empresas de la Faja
DJGC

58. Y dale con el factor de recobro
DJGC

59. 3 módulos y 2 ciudades en la FPO!
DJGC

60. Las “nuevas reservas” de la Faja
DJGC

61. La verdadera razón
Llegamos a esta situación no solo porque
expulsaron más de 20.000 trabajadores, fue más
grave, ocurrió porque despidieron la gerencia y a los
planificadores de la industria, así como los
ingenieros de petróleo, geólogos, geofísicos,
petrofísicos y geoquímicos, entre otros
profesionales, indispensables para hacer que la
industria petrolera funcionara en el mediano y largo
plazo.
DJGC

62. Conclusión
Esta grave situación de la principal industria
del país, de no corregirse, inevitablemente
produciría un caos económico, social y
político.
Es un escenario que debe ser analizado
con la urgencia del caso.
DJGC

63. Propuestas para el Futuro
DJGC

64. Reactivar la mayoría de los pozos capaces de producir
1976 2005 2008
Capaces de producir 21.230 32.006
En producción 11.870 115.372
Cerrados 9.360 17.236 20.000
44,1% 53,9%
Abandonados 7.601 11.936
Esperando Abandono 325 1.377
En la medida en que se incrementa el número de pozos cerrados
baja la producción y se dificultará el recobro final estimado
* Ref. PODE 2005, Pág 46
* Ref. PODE 2005, Pág 46 DJGC

65. Aumentar el Factor de Recobro de petróleo
y Gas asociado en las áreas tradicionales
40%
Ref. Siembra Petrolea 2005 DJGC

66. Explorar y desarrollar aceleradamente
los Prospectos de Petróleo y Gas
Volver a la figura de la Exploración a Riesgo
Y Ganancias compartidas
DJGC

67. Acelerar el desarrollo Costa Afuera
… Siempre y cuando se reforme la Ley
Orgánica de Hidrocarburos en materia de
Empresas Mixtas para asociarse con terceros,
y se aplique la LOHG ampliamente
DJGC

68. OFERTA DE LICENCIAS EN CUBA
Mapa de la Zona Económica Exclusiva de Cuba
Superficie: 112,000 Km2.
Bloques de exploración/explotación: 59
Superficie Contratada: 32,000 Km2.
Bloques Contratados: 16
Empresas Extranjeras con contratos asociados a
la empresa estatal cubana Cupet
Repsol/Norsk Hydro/ONGC: (España-Noruega) Bloques
25, 26, 27, 28, 29, 36.
Sherritt: (Canadá) 16, 23, 24, 33.
ONGC: (India) 34, 35
Petronas: (Malasia) 44, 45, 50 y 51
DJGC

69. EL FUTURO DE LA FAJA
PETROLIFERA DEL ORINOCO
(La Joya de la Corona)
DJGC

70. La fuente de hidrocarburos mas grande del mundo
La Faja del Orinoco tiene
450 Km. de largo
y 40 Km. de ancho
DJGC

71. Rendimiento de crudos en destilación primaria
Calidad Producción Actual
Gravedad (oAPI) Azufre (%) Acidez (mg/g) Metales (ppm) Residuo (%)
Venezuela
Total Producción 23 2,0 1,3 299 61
Faja del Orinoco 8,5 3,5 2,3 488 88
México 29 2,3 0,10 197 47
Canadá 29 1,8 0,30 39 49
Arabia Saudita 32 2,2 0,05 32 46
36
6
0,03
0,4
37
Reino Unido
Los crudos venezolanos son de difícil procesamiento y venta
DJGC

72. Referencia: PDVSA (Pág.. 32)
DJGC

73. Exploración
Y Reservas
El futuro de la
Faja Petrolífera
Producción
del Orinoco hay
que analizarlo
Manufactura
por procesos
Transporte y
Almacenamiento
Utilización
DJGC

74. El futuro de la
Exploración
Faja Petrolífera
y Reservas
del Orinoco hay
que analizarlo
por procesos
1. No hay riesgo geológico de exploración
2. En el campo Faja del Orinoco no hay petróleo
sin descubrir. Por eso, el volumen de recursos
prospectivos es insignificante, 0,7 millardos m³,
en la fosa de Espino.
Ref.: Aníbal R. Martínez (La Faja del Orinoco, 2004; 2006)
DJGC

75. La FPO está suficientemente evaluada
Ref.: Aníbal R. Martínez (La Faja del Orinoco, 2004)
DJGC

76. El petróleo original en sitio (POES)
Cifras en millardos de Barriles (MMMB)
El POES se ha estimado entre:
914 MMMB (Aníbal R. Martínez) y 1.000 MMMB
(Diego)
1.360 MMMB (PDVSA, Plan 2005-2012)
Una referencia: La producción acumulada de
petróleo y bitúmenes de Venezuela desde 1917, es
de 60 MMMB, solo el 6,5 % del POES conservador
de la Faja – 914 MMMB
DJGC

77. Estimados de POES
Cifras en millardos de barriles
Aníbal Martínez Diego González MENPET/PDVSA
Crudo 599 650 1.360
Bitumen 315 350 0
914 1.000 1.360
DJGC

78. Estimados de POES
Cifras en millardos de barriles
Diego González
Diego González
Aníbal Martínez MENPET/PDVSA
Crudo 599 650 1.360
Bitumen 315 350 0
914 1.000 1.360
DJGC

79. Estimados de “Reservas”*
Cifras en millardos de barriles
Aníbal Martínez Diego González MENPET/PDVSA
10,0% 10,0% 20,0%
Crudo 59,9 65,0 272,0
Bitumen 31,5 35,0 0
91,4 100,0 272,0
* Más que reservas sería producción acumulada
DJGC

80. Algunas conclusiones
• La Faja es la acumulación de petróleo movible
más importante del mundo
• La Faja está suficientemente explorada
• El POES es tan grande que es fútil discutir sobre
el mismo
• Las reservas de la Faja no es necesario
“certificarlas”, al menos que se necesite alguna
cifra para solicitar financiamientos
DJGC

81. El futuro de la
Producción
Faja Petrolífera
del Orinoco hay
que analizarlo
por procesos
En 1961 comenzó la explotación de la FPO
Formación Oficina
Campos Morichal y Jobo
La producción de bitumen natural comenzó en
1990
DJGC

82. Arenas de Athabasca, Alberta, Canada
DJGC

83. Forma como se explotan las Arenas de
Athabasca en Alberta, Canadá
DJGC

84. Datos de Producción
617.000 b/d de crudos extrapesados y bitumen,
por unos 961 pozos activos
Rendimiento : 642 b/d/pozo.
DJGC

85. COSTOS DE PRODUCCIÓN
Se han reducido de 3,0 $/Bbl en 1991 a 0,95 $/Bbl en
2003: Producción en frío pozos horizontales
bombas electro-sumergibles
Los costos de mejoramiento están entre 2 y 3 $/Bbl,
los financieros entre 4 y 5 $/Bbl, para un costo total
entre 7 y 9 $/Bbl. Cuando se otorgaron las licencias
para las asociaciones los costos totales se estimaron
alrededor de 12 $/Bbl.
Ref.: Plan Siembra Petrolera
DJGC

86. Estimados de Producción en 40 años
Cifras en millones de barriles diarios
Aníbal Martínez Diego González MENPET/PDVSA
10,0% 10,0% 20,0%
Crudo 4,1 4,4 18,2
Bitumen 2,2 2,3 0
6,3 6,7 18,2
DJGC

87. El futuro de la
Producción
Faja Petrolífera
del Orinoco hay
que analizarlo
por procesos
El futuro
DJGC

88. Propuesta
• Los 27 bloques propuestos por PDVSA
cubren 18.220 km2. es decir 674 km2/bloque
• Una división en bloques de 200 km2 permitiría
que participaran por lo menos 90 productores
• Los propietarios de los mejoradores serían menos
• Sería factible la aplicación de verdaderas
tecnologías de recuperación secundaria para
aumentar el factor de recobro
DJGC

89. El futuro de la
Faja Petrolífera
del Orinoco hay
que analizarlo
Manufactura
por procesos
DJGC

90. Producción de coque y azufre de la Faja
Las cifras que se manejaron durante la
planificación de los proyectos fueron:
Miles Tons Año coque azufre
Petrozuata 1.022 51
Cerro Negro 785 40
Sincor 2.000 300
Hamaca 1.467 200
5.274 591
Coque: 14.500 toneladas diarias
Azufre: 1.620 toneladas diarias
Ref: Oren Harris
DJGC

91. Algunas preguntas que deben ser respondidas
1. ¿Cuánto se dispondrá de los extrapesados para
manufactura?
2. ¿Dónde se manufacturarán los nuevos extrapesados?
Tomando en cuenta que sería necesario construir muchos
complejos JOSE, de ser en Venezuela, ó de resolver los
problemas de transporte, si va a exportarse para ser
mejorado en otros países.
3. ¿Cómo se dispondrá de los altos volúmenes de azufre,
coque y vanadio que se producirían en las plantas de
mejoramiento? Sigue …..
DJGC

92. Algunas preguntas que deben ser respondidas
5. ¿Se exportará la Orimulsión para electricidad
(Saúl Guerrero), o su electricidad equivalente para
América Latina, generándola en Venezuela, como lo
visualiza Víctor Poleo?
6. ¿Cómo se industrializará el gas que se producirán
en las plantas de mejoramiento? Se estima que el
mejoramiento de los 617 MBD de crudos
extrapesados de hoy, generan 133 millones de pies
cúbicos diarios (MMPCD) de gas, de los cuales solo
se consumen 40 MMPCD en las operaciones.
DJGC

93. El futuro de la
Faja Petrolífera
del Orinoco hay
Transporte y
que analizarlo
Almacenamiento
por procesos
En materia de transporte y almacenamiento la
pregunta es: ¿Dónde se construirán las
facilidades para almacenar y embarcar
diariamente de 4 a 6 millones de barriles
diarios de crudos mejorados?
DJGC

94. El futuro de la
Faja Petrolífera
del Orinoco hay
que analizarlo
por procesos
Utilización
DJGC

95. La pregunta obvia
A raíz de la decisión
del Gobierno de
El futuro de la
cancelar los negocios
Faja Petrolífera
de Orimulsión® ,
del Orinoco hay
surge la pregunta:
que analizarlo
¿Qué destino se le
por procesos
asignara a las
reservas de Bitumen
Natural?
Utilización
DJGC

96. Porque, las opciones propuestas
parecen no ser respuestas
1. Producir crudo Merey 16, mezclando 65% de
Bitumen Natural con 35% de Mesa 30
2. Entregar FuelOil por Orimulsión®
DJGC

97. Otra pregunta: ¿Cuál será el destino de
la producción de Coque y Azufre
Producción MMBD
0,6 4,0 10,0
Toneladas de coque, t/d 14.500 94.000 235.000
Toneladas de azufre, t/d 1.620 10.502 26.256
Producción mundial de coque: 230.000 t/d
Producción mundial de azufre: 160.000 t/d
DJGC

98. Las Inversiones
Millones US$
Sincor 5.976
Petrozuata 4.272
Cerro Negro 2.283
Ameriven 4.888
TOTAL 17.419
Ref.:
DJGC

99. Una última pregunta:
Sobre el financiamiento de PDVSA
¿Qué mecanismos financieros se utilizarán para
que la estatal PDVSA aporte el 60% de las nuevas
inversiones requeridas, recordando que para el
desarrollo de los primeros cuatro bloques y el
mejoramiento del crudo producido se requirieron
US$ 17.419 millardos.
DJGC

100. PROPUESTAS
1. Será conveniente la creación de un Ente regulador,
con personal altamente calificado, autárquico e
independiente del Ministerio de Energía y Petróleo,
para armonizar el desarrollo futuro de la Faja, tanto
desde el punto de vista técnico como ambiental y
social.
2. Se requiere aprobar por el Ministerio de Energía y
Petróleo un Reglamento de Unificaciones, para
facilitar los procesos que en el pasado han
resultado tan tortuosos sobre esta materia.
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101. PROPUESTAS
(CONTINUACIÓN)
3. El Reglamento antes propuesto deberá
considerar las aprobaciones de actividades por
“Paquetes” dada la analogía y magnitud en
número de las mismas (Vg. pozos, estaciones de
flujo y recolección, oleoductos, etc.)
4. El otorgamiento de las nuevas áreas, por parte
del Ente regulador deberá ser a través de
mecanismos de cesión lo más ágiles posible.
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102. PROPUESTAS
(CONTINUACIÓN)
5. Las empresas que formaban las Asociaciones
deberían tener prioridad de asignación en el
otorgamiento de las nuevas áreas.
6. Otorgar el mayor número posible de bloques para
que haya el mayor número de productores (única
forma de que se apliquen las mejores tecnologías
para aumentar los factores de recobro.
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103. Estado financiero 1
2006
2007 % cambio Notas
Ventas en el exterior 93.820 96.764 -3,0 1
Ventas en Venezuela 2.422 2.488 -2,7
Sub-total
Sub- 96.242 99.252 -3,0
Menos compras de petróleo
petró -28.137 -38.778 -27,4 2
Ventas menos compras
68.105 60.474 12,6 3
de petróleo
petró
Participación patrimonial
Participació
733 1.120 -34,6 4
en afiliadas
Ganancia operación
operació
100 20 500,0
descontinuada
Ganancia venta
641 1.432 -55,2
de refinería y otras
refinerí
Total de ingresos netos 69.579 63.046 10,4
Costos de operación
operació 15.112 14.879 1,6 5
Gastos de venta, administración y generales
administració 2.702 2.184 23,7 5
Gastos de financiamiento y otros gastos netos 374 641 -41,7
Depreciación, agotamiento y deterioro de los activos
Depreciació 4.018 3.640 10,4
Impuesto sobre la renta en el extranjero 1.403 1.039 35,0 6
Total costos y gastos 23.609 22.383 5,5
Ingreso antes de regalías, desarrollo
regalí
45.970 40.663 13,1
social e ISLR
http://www.petroleumworld.com.ve/pv08033001.htm
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104. Estado financiero, cont.
2006
2007 % cambio Notas
Regalías * 21.981 18.435 19,2 7
Gastos desarrollo social * 14.102 13.784 2.3
Ganancia antes del ISLR 9.887 8.444 17,1
Impuesto sobre la renta en Venezuela* 3.614 2.992 20,8
Ganancia neta* 6.273 5.452 15,1 8
Participación de la Nación* 45.970 40.663 13,1 9
Gastos capitales N/D 5.826
Precio promedio de exportación por barril $64,74 $55,21 17,3 1
Volumen exportado b/d 2.789.000 2.975.000 -6,3 1
Producción de crudo
sujeta a regalía b/d 3.150.000 3.250.000 -3,1
Producción de crudo gestión de PDVSA b/d 2.321.000 2.330.000 -0,4
http://www.petroleumworld.com.ve/pv08033001.htm
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105. Notas al estado financiero
Nota 1. El aumento de 17,3% en el precio promedio de exportación en 2007 no fue suficiente para
1
compensar la caída en el volumen exportado.
Nota 2. Por lo visto, CITGO compró menos petróleo de terceros. A lo mejor fue el resultado de traspasar
un número sustancial de estaciones de servicio a terceros.
Nota 3. Esta cifra de las ventas netas, después de deducir las compras, es más importante que la de
3
ventas solamente. Por cierto, estas compras no tienen nada que ver con los costos operacionales de
producción, refinación, distribución y venta.
Nota 4. Sin saber como PDVSA contabiliza su participación en las empresas mixtas, es difícil explicar la
disminución en 2007. Por eso es tan importante que PDVSA publique las Notas a los estados financieros.
Nota 5. PDVSA destaca que hubo una disminución en los costos y gastos del 8 por ciento en
comparación con 2006. Pero esto incluye la baja en la compra de petróleo que nada tiene que ver con los
costos y gastos de operación. Pues, si CITGO compra menos petróleo, vende menos petróleo y
viceversa.
Nota 6. Es de suponer que CITGO tuvo una ganancia mayor en 2007 que en 2006 y por eso pagó más
iSLR.
Nota 7. El aumento de 19,2 por ciento refleja el alza en los precios de los crudos.
7
Nota 8. La ganancia neta es un remanente y, como se explicó arriba, no es de mucha relevancia para la
8
Nación donde la cifra que vale de verdad es la Participación de la Nación. Para PDVSA, tiene
importancia porque provee fondos que necesita para las inversiones. Como una medida temporal,
PDVSA ha obtenido $16.000 millones en préstamos para financiar las nuevas inversiones.
Nota 9. Un aumento de 13,1 por ciento en la Participación de la Nación es satisfactorio, pero habría sido
mayor si se hubiera mantenido el nivel de producción y por ende de exportación. El porcentaje de
Participación de la Nación es mas alto que el 11 por ciento citado por el ministro Rafael Ramírez porque
él incluye los dividendos recibidos y yo tomo la ganancia neta que es superior.
http://www.petroleumworld.com.ve/pv08033001.htm
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106. Recomendaciones
Generales
• Proceder a modificar la Ley Orgánica de
Hidrocarburos (LOH), para incluir:
Convenios Operativos.
La Exploración a Riesgo y Ganancias
Compartidas.
Las Asociaciones Estratégicas
Las regalías flexibles.
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107. Recomendaciones
Generales (2)
• Modificada la LOH, otorgar masivamente licencias
y permisos a empresarios nacionales e
internacionales, en especial para:
La reactivación de pozos cerrados y campos
inactivos.
Proyectos de recuperación suplementaria.
Exploración de los más de 600 prospectos que
hay en el país, en especial para desarrollar
reservas de crudos livianos.
El verdadero desarrollo de la áreas costa afuera
y en nuevas áreas de la Faja. DJGC

108. Recomendaciones Generales (3)
(en materia de gas y manufactura)
• Aplicar en toda su extensión y sin peajes la Ley
Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos
• Abrir el mercado de refinación y el petroquímico a
consorcios internacionales con participación
accionaria de capitales venezolanos en las
nuevas empresas.
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109. Recomendaciones Generales (4)
(en mercado interno y bienes y servicios)
• Abrir el Mercado Interno de los hidrocarburos
masivamente a los particulares. Se necesitan más
de 1.500 estaciones de servicio y conveniencias.
(Habrá que revisar los precios de los productos).
• Apoyar las empresas nacionales proveedoras de
Bienes y Servicios para que participen
activamente en el desarrollo de las nuevas
actividades.
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110. Recomendaciones
Generales (4)
• Colocar a Petróleos de Venezuela en la Bolsa
de Valores (ver el éxito alcanzado por las
estatales Petrobras y Statoil), dándole
prioridad a los venezolanos para adquirir las
acciones.
Colombia también se decidió a hacerlo!
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111. Recomendaciones Generales (5)
(para los ciudadanos)
Y la joya de la corona:
Promulgar Ley para distribuir entre los
venezolanos las regalías y los dividendos que
produzcan los hidrocarburos, a través de planes
concretos de pensiones, salud y educación; con
distribución de efectivo por el rendimiento de la
inversión del Fondo de Regalías que se crearía
con la Ley (prohibiéndole al gobierno ejecutivo
participar de forma alguna en el mismo).
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112. Muchas Gracias
Arevalo Guzman Reyes y
Diego J. González C
Caracas, 05 de junio 2008
gonzalezdw@cantv.net
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