Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) y sus Filiales

Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) y sus Filiales
Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela
Información Financiera y Operacional
Al 31 de diciembre de 2007
La Nueva PDVSA con Visión Nacional, Popular y Revolucionaria
MENSAJE DEL PRESIDENTE DE PDVSA
6
I. Visión General del Negocio
12
1.
Historia y Desarrollo de la Compañía.............................................................. 12
2.
Fortalezas que soportan la Industria Petrolera .............................................. 13
3.
Descripción del Negocio .................................................................................. 14
a.
b.
c.
d.
Actividades.................................................................................................................. 14
Desarrollo Social......................................................................................................... 15
Convenios de Cooperación Energética ...................................................................... 15
Nuevos Negocios........................................................................................................ 16
II. Organización
17
1.
Estructura Organizacional................................................................................ 17
2.
Descripción de las Principales Filiales ........................................................... 17
a.
b.
c.
d.
e.
f.
g.
h.
i.
j.
k.
l.
m.
n.
o.
3.
Gobierno Corporativo ....................................................................................... 21
a.
b.
c.
d.
4.
PDVSA Petróleo, S.A.................................................................................................. 17
Corporación Venezolana del Petróleo, S.A. (CVP) .................................................... 17
PDVSA Gas, S.A. ....................................................................................................... 18
PDV Marina, S.A......................................................................................................... 18
Palmaven, S.A. ........................................................................................................... 18
Interven Venezuela, S.A. ............................................................................................ 18
Deltaven, S.A. ............................................................................................................. 18
PDVSA América, S.A.................................................................................................. 19
Bariven, S.A. ............................................................................................................... 19
INTEVEP, S.A............................................................................................................. 19
COMMERCHAMP, S.A............................................................................................... 19
PDVSA Agrícola, S.A.................................................................................................. 19
PDVSA Industrial, S.A. ............................................................................................... 19
PDVSA Servicios, S.A. ............................................................................................... 20
Filiales y Afiliadas Internacionales.............................................................................. 20
Asamblea de Accionistas............................................................................................ 21
Junta Directiva ............................................................................................................ 21
Comité de Auditoría .................................................................................................... 26
Control Interno ............................................................................................................ 26
Recursos Humanos........................................................................................... 28
III. Plan Estratégico
1.
30
Ejes del Plan Siembra Petrolera ...................................................................... 31
2
a.
b.
c.
d.
e.
f.
g.
2.
Certificación de la Faja Petrolífera del Orinoco (Proyecto Magna Reserva).............. 31
Expansión de Proyectos de la Faja Petrolífera del Orinoco ....................................... 32
Producción en Áreas Tradicionales ............................................................................ 32
Desarrollo de Gas Costa Afuera................................................................................. 33
Aumentos y Mejoras en Refinación ............................................................................ 33
Comercialización de Crudos y Productos................................................................... 33
Desarrollo de Infraestructura ...................................................................................... 34
Estrategia del Negocio...................................................................................... 34
a.
b.
c.
d.
e.
f.
3.
Desembolsos por Inversiones .................................................................................... 35
Exploración, Producción y Mejoramiento de Crudos.................................................. 35
Refinación ................................................................................................................... 36
Comercio y Suministro................................................................................................ 36
Gas Natural................................................................................................................. 36
Empresas de Producción Social................................................................................. 37
Resumen del Plan de Inversiones y Principales Proyectos.......................... 38
a.
b.
c.
d.
e.
f.
g.
h.
i.
j.
k.
l.
m.
n.
o.
p.
q.
r.
s.
t.
u.
Ceuta – Tomoporo ...................................................................................................... 38
Suministro Eléctrico Costa Oriental del Lago - Occidente.......................................... 38
Crecimiento Distrito Norte........................................................................................... 38
Crecimiento Distrito Morichal ...................................................................................... 38
Nuevos Desarrollos en el Área de la Faja Petrolífera del Orinoco ............................. 39
Gasoducto Transcaribeño Antonio Ricaurte............................................................... 39
Gran Delta Caribe Oriental ......................................................................................... 39
Complejo Criogénico de Occidente ............................................................................ 39
Gas Anaco .................................................................................................................. 40
Acondicionamiento de Gas y Líquidos Anaco (AGLA) ............................................... 40
Interconexión Centro Occidente (ICO) ....................................................................... 40
Jose 250...................................................................................................................... 40
Mariscal Sucre ............................................................................................................ 40
Sistema Nor-Oriental de Gas...................................................................................... 41
Gasificación Nacional ................................................................................................. 41
Plataforma Deltana ..................................................................................................... 41
Autogas - Gas Natural Vehicular (GNV) ..................................................................... 41
Rafael Urdaneta.......................................................................................................... 41
Conversión Profunda en la Refinería Puerto La Cruz ................................................ 42
Conversión Profunda en la Refinería El Palito ........................................................... 42
Construcción de Nuevas Refinerías en Venezuela .................................................... 42
IV. Principales Actividades
1.
43
Exploración y Producción ................................................................................ 43
a.
b.
c.
d.
Reservas ..................................................................................................................... 43
Producción .................................................................................................................. 49
Asociaciones con Terceros......................................................................................... 51
Proyecto Magna Reserva ........................................................................................... 58
2.
Gas...................................................................................................................... 61
3.
Refinación .......................................................................................................... 63
a.
b.
Capacidad de Refinación............................................................................................ 63
Refinación Nacional .................................................................................................... 66
3
c.
4.
Refinación Internacional ............................................................................................. 66
Comercio y Suministro ..................................................................................... 70
a.
b.
c.
5.
Exportaciones ............................................................................................................. 70
Mercado Interno.......................................................................................................... 73
Deltaven, S.A .............................................................................................................. 75
Transporte/Buques y Tanqueros ..................................................................... 76
a.
b.
Suministro y Logística................................................................................................. 77
PDV Marina................................................................................................................. 77
6.
Investigación y Desarrollo................................................................................ 79
7.
Ambiente y Seguridad ...................................................................................... 82
a.
b.
8.
Ambiente e Higiene Ocupacional ............................................................................... 82
Seguridad Industrial .................................................................................................... 85
Desarrollo Social ............................................................................................... 87
V. Convenios de Cooperación Energética
101
VI. Nuevos Negocios
106
a.
b.
c.
Empresas de Servicios Petroleros............................................................................ 106
Empresas de Producción Social............................................................................... 110
Empresas del Sector Agrícola .................................................................................. 114
VII. Empresas del Sector Eléctrico
116
VIII. Litigios y Otros Reclamos
118
IX. Análisis Operacional y Financiero
119
1.
Resumen Ejecutivo ......................................................................................... 119
2.
Inflación y Devaluación .................................................................................. 120
3.
Aportes Pagados a la Nación ......................................................................... 120
a.
b.
c.
d.
e.
f.
g.
h.
Impuesto Sobre la Renta .......................................................................................... 120
Regalía...................................................................................................................... 121
Impuesto de Extracción ............................................................................................ 121
Impuesto de Registro de Exportación....................................................................... 121
Impuesto Superficial ................................................................................................. 122
Impuesto al Valor Agregado (IVA) ............................................................................ 122
Impuesto de Consumo General................................................................................ 122
Dividendos ................................................................................................................ 122
4
4.
Reconversión Monetaria................................................................................. 123
5.
Resultados Operacionales y Financieros ..................................................... 123
a.
b.
c.
d.
e.
f.
g.
h.
6.
Resumen consolidado de Información Financiera ................................................... 126
Producción ................................................................................................................ 129
Ingresos Totales ....................................................................................................... 130
Costos y Gastos........................................................................................................ 130
Flujo de Caja............................................................................................................. 132
Efectivo Restringido .................................................................................................. 133
Acuerdo de Suministro.............................................................................................. 135
Políticas Contables Significativas ............................................................................. 135
Detalle de la Deuda Financiera Consolidada ................................................ 137
X. Anexo
142
5
MENSAJE DEL PRESIDENTE DE PDVSA
Los resultados de la gestión correspondiente al año 2007 nos muestran una PDVSA fortalecida,
claramente definida en su rol y en su responsabilidad con la sociedad venezolana. PDVSA está
consciente de su papel como la Empresa Nacional de Petróleo del Estado Venezolano,
responsable de la explotación de uno de nuestros principales recursos no renovables: los
hidrocarburos. PDVSA es, y debe continuar siendo, la fuerza y motor para el desarrollo
nacional, y la palanca para la transformación integral de nuestra sociedad.
La nueva PDVSA se muestra orgullosa como una Empresa Nacional, subordinada al Estado
Venezolano y profundamente comprometida con el auténtico dueño del petróleo: el pueblo
venezolano.
Con este informe de gestión presentamos los resultados operacionales y financieros obtenidos
al cierre de este ejercicio, en el que nos ha tocado la tarea de dirigir los destinos de nuestra
principal industria; de igual manera, presentamos los grandes e importantes retos que tenemos
por delante, con el compromiso de hacer realidad la verdadera siembra del petróleo.
Nuestra actuación siempre ha estado guiada por profundas convicciones morales y éticas, en
procura de una gestión responsable, eficiente y transparente.
Después de las terribles consecuencias del sabotaje petrolero de los años 2002 y 2003, que
tanto daño ocasionaron a la población venezolana, PDVSA ha logrado consolidar una
estructura organizativa capaz de enfrentar los retos diarios que nos presenta nuestra actividad
fundamental. Hemos recuperado de manera extraordinaria nuestra producción, la operatividad
de nuestras refinerías, los sistemas operativos, administrativos y de control, el suministro de
combustible, el comercio internacional y todas las instalaciones que fueron objeto de sabotaje.
Al mismo tiempo, nos hemos incorporado de manera decidida a importantes y necesarias
actividades sociales, apoyando el esfuerzo del Gobierno Bolivariano por lograr una sociedad
más justa, como un mecanismo para alcanzar la inclusión de todos los ciudadanos, en
condiciones de igualdad y justicia social, permitiendo el desarrollo integral del país y dejando
atrás siglos de desequilibrios entre nuestra población.
PDVSA cuenta con un personal joven, altamente comprometido y técnicamente preparado para
soportar y garantizar la consolidación y la continuidad de nuestras operaciones, lo que nos
impulsa hacia los niveles óptimos de calidad y desempeño en el trabajo. Ese recurso humano,
constituido por mujeres y hombres de este pueblo, nos demuestra día a día su compromiso con
la sociedad y con el rol de una nueva PDVSA, identificada con una visión nacional, popular y
revolucionaria.
Plena Soberanía Petrolera
Durante el año 2007 se completó el proceso de migración, al esquema de Empresas Mixtas
contemplado en nuestra Ley Orgánica de Hidrocarburos, con participación mayoritaria de
PDVSA, de todos los antiguos convenios de asociación en la Faja Petrolífera del Orinoco, así
como de los antiguos convenios de exploración a riesgos y ganancias compartidas, con lo cual
se consolidó la política de Plena Soberanía Petrolera.
Esta acción de soberanía, que ha servido de complemento a otras importantísimas decisiones
tomadas en los últimos años, ha puesto fin a la llamada “apertura petrolera”, un perverso
6
capítulo de nuestra historia reciente, iniciado por la gerencia “meritocrática” de la vieja PDVSA a
principios de la década de los años noventa, que pretendía privatizar nuestra industria, en
beneficio del interés transnacional, afectando los legítimos derechos del pueblo y del Estado
Venezolano, único dueño de nuestro petróleo.
Con el fin de la apertura petrolera, PDVSA pasa a tener control sobre todas las actividades
relacionadas con la explotación de los hidrocarburos en el país, garantizando una total
alineación de estas actividades con los planes estratégicos de la Nación y con los lineamientos
del Ejecutivo Nacional, por intermedio del Ministerio del Poder Popular para la Energía y
Petróleo.
La política de Plena Soberanía Petrolera ha significado grandes avances sociales, económicos
y políticos para la Nación, entre los cuales mencionamos los siguientes:
Incremento de la Recaudación Fiscal:
La estrategia del Ejecutivo Nacional, de normalización y ajuste de las tasas para la
determinación y pago de la regalía y el impuesto sobre la renta petrolera, incluyendo la creación
de nuevos tributos de acuerdo a lo establecido en la Ley, han permitido al Fisco Nacional
aumentar su recaudación en más de 40.000 millones de dólares, entre los años 2002 y 2007.
Estos recursos, que hoy son administrados por el Estado Venezolano han permitido la
distribución revolucionaria de la renta petrolera, a través de los programas sociales y del
impulso del Plan de Desarrollo de la Nación.
Ahorro de Costos para PDVSA:
La migración de los Convenios Operativos a Empresas Mixtas, ordenada y ejecutada a partir del
1° de abril de 2006, ha permitido ahorros en los costos operativos de PDVSA de más de 2.700
millones de dólares, entre los años 2006 y 2007, mejorando nuestros resultados financieros y
fortaleciendo nuestra situación patrimonial.
PDVSA ha asumido estos procesos, como actos de soberanía, con base en los preceptos
establecidos en el marco jurídico y regulatorio vigente, sin atropellos y en un ambiente de
respeto y trato justo hacia nuestros socios. Bajo el esquema de Empresas Mixtas, continuamos
trabajando con compañías petroleras de todo el mundo, pero eso si, en el marco de la
Constitución de la República Bolivariana de Venezuela, las Leyes Orgánicas de Hidrocarburos y
de Hidrocarburos Gaseosos, así como de otros reglamentos y normas que conforman el marco
jurídico de la actividad petrolera en nuestra Nación, y teniendo como norte la protección de los
intereses de nuestro pueblo.
Resultados Operacionales y Financieros
Los resultados obtenidos durante el año 2007 ratifican la alta capacidad operativa y la solidez
financiera de PDVSA, confirmándola como la 5° mayor empresa petrolera del mundo y la más
grande de América Latina, según estudio recientemente publicados por Petroleum Intelligence
Weekly (PIW).
Durante el año 2007, PDVSA y sus empresas filiales obtuvieron ingresos operacionales a nivel
mundial por 96.242 millones de dólares, gracias al esfuerzo de mantener nuestros niveles de
producción de crudo y líquidos del gas natural (LGN) a nivel Nación en 3,3 millones de barriles
diarios, incluyendo la producción de las empresas que operan en la Faja Petrolífera del Orinoco.
Las exportaciones totales del año, incluyendo las ventas efectuadas por los negocios de la Faja
Petrolífera del Orinoco, totalizaron 2,8 millones de barriles diarios.
7
Los precios de exportación de la cesta venezolana se mantuvieron en un promedio de 64,74
dólares por barril. Estos niveles de ingresos, aunados a la consistente y sistemática reducción
de nuestros niveles de costos y gastos, permitió obtener una ganancia neta en operaciones por
25.292 millones de dólares. De este monto, una vez deducidos los aportes para el desarrollo
social y el gasto de impuesto sobre la renta causado en el ejercicio, resultó una utilidad neta
consolidada mundial por el orden de los 6.273 millones de dólares.
Producto de los resultados obtenidos en los últimos años, y de las decisiones, políticas y
lineamientos del Ejecutivo Nacional, durante el año 2007 la nueva PDVSA logró revertir la
terrible situación deficitaria que presentaba al cierre de 1998, momento en que el Presidente
Hugo Chávez Frías asumió la jefatura del Estado Venezolano.
Tal como fue denunciado por el Comisario Mercantil de PDVSA, en su informe sobre la gestión
del año 1999, los estados financieros de PDVSA al cierre de 1998 reflejaban, un déficit de
14.626 millones de dólares. Los dirigentes de la Cuarta República, aliados con la gerencia
“meritocrática” de la vieja PDVSA, tenían a nuestra principal industria en una situación de
quiebra, producto de desacertadas decisiones operacionales y financieras.
Con mucho orgullo y satisfacción presentamos al pueblo Venezolano, una empresa sana,
vigorosa, en marcha con activos por más de 107 mil millones de dólares y un patrimonio neto de
más de 56 mil millones de dólares.
Apoyo al desarrollo Social Integral del País
Durante el año 2007, PDVSA continuó y profundizó su decidido apoyó a los diferentes
proyectos, planes y programas de desarrollo social, establecidos por el Gobierno Bolivariano.
Los aportes para el desarrollo social, efectuados por PDVSA durante este año alcanzaron a
13.897 millones de dólares, distribuidos de la siguiente manera:
•
•
•
6.761 millones de dólares para el Fondo de Desarrollo Nacional (Fonden), para la
ejecución de obras y proyectos de infraestructura.
5.693 millones de dólares para las misiones sociales y otros programas sociales
(Misiones Barrio Adentro I, II y III, Ribas, Mercal, Milagro, Revolución Energética, Sucre
e Identidad, entre otras).
1.443 millones de dólares para planes especiales de inversión en Vivienda y Hábitat
(524 millones de dólares), y Proyectos Agrícolas (919 millones de dólares).
A través de los aportes de PDVSA para el desarrollo social, el Estado Venezolano distribuye los
excedentes de la renta petrolera, entre la población venezolana, mediante la asignación de
recursos para proyectos de infraestructura y apoyo a las diferentes misiones sociales.
Fortalecimiento Internacional e Integración Regional
El actual modelo de desarrollo capitalista, basado en la explotación irracional de la energía, es
inviable e insostenible. Las reservas de hidrocarburos en el mundo no son suficientes para
sostener el enorme consumo actual de los países industrializados ni su proyección de
crecimiento futuro.
Ante esta descomunal voracidad energética, el Gobierno Bolivariano de Venezuela realiza
esfuerzos dentro de la Organización de los Países Exportadores de Petróleo (OPEP), para
promover la administración racional de la tasa de explotación de estos recursos naturales no
renovables, la máxima valorización del recurso petrolero, el equilibrio energético mundial y el
empleo estratégico de los hidrocarburos para la integración, la justicia social, la solidaridad, y el
combate a la pobreza y a la exclusión social.
8
La integración energética de los pueblos de Latinoamérica y el Caribe, es planteada por nuestro
Gobierno, a través de Petroamérica, iniciativa enmarcada en la Alternativa Bolivariana para los
Pueblos de Nuestra América (ALBA).
Petroamérica es el habilitador geopolítico orientado hacia el establecimiento de mecanismos de
cooperación e integración, utilizando los recursos energéticos de las regiones del Caribe,
Centroamérica y Suramérica. En Petroamérica confluyen tres iniciativas subregionales:
Petrocaribe, Petrosur y Petroandina, las cuales tienen, entre otros, los siguientes objetivos:
•
•
•
Mitigar las asimetrías en el acceso a recursos energéticos
Establecer mecanismos de cooperación e integración, sobre la base de la
complementariedad.
Impulsar la interconexión energética y la inversión conjunta en proyectos económicos,
sociales y energéticos.
Los Nuevos Retos de PDVSA: El Plan Siembra Petrolera
En el marco del Plan de Desarrollo de la Nación, PDVSA viene ejecutando el Plan Siembra
Petrolera, el cual contempla siete ejes para el desarrollo petrolero y gasífero nacional:
•
Proyecto Magna Reserva: Cuantificación y certificación de las reservas en los bloques
Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo, de la Faja Petrolífera del Orinoco.
El objetivo del Proyecto Magna Reserva, es lograr cuantificar y oficializar al menos 17%
del Petróleo Original en Sitio (POES) como reservas probadas, basado en la revisión
integral de toda el área de la Faja Petrolífera del Orinoco y de la aplicación de
tecnologías de punta que mejoren el factor de recobro.
Desde que comenzó el proyecto en el año 2005, hasta el cierre del año 2007, se han
cuantificado y oficializado por el MENPET 20 mil millones de barriles de crudo pesado
de los 235 mil millones de barriles que considera el proyecto; es decir, hasta el año
2007 se ha alcanzado más de un 9% de la meta total; el resto se estima completar a
finales del año 2009.
•
Expansión de los Proyectos de la Faja Petrolífera del Orinoco: Desarrollo integral de la
región norte del Orinoco.
El Plan Siembra Petrolera considera el desarrollo de tres módulos para la producción de
615 mil barriles diarios de crudo mejorado, con la participación de terceros, además, se
construirán dos (2) ciudades alrededor del complejo de procesamiento de crudos
pesados para fomentar el proceso de desconcentración poblacional.
•
Producción en Áreas Tradicionales: Incremento de nuestra producción hasta 5,8
millones de barriles diarios para el año 2012.
Desarrollo de Gas Costa Afuera: Desarrollo industrial integral de los yacimientos de gas
Costa Afuera, en el oriente (Plataforma Deltana, con una producción planificada de
1.470 millones de pies cúbicos diarios de gas y Mariscal Sucre con 1.200 millones de
pies cúbicos diarios de gas) y en el occidente (Rafael Urdaneta, con una producción
esperada de 1.000 millones de pies cúbicos diarios de gas).
Está en progreso la construcción del Complejo Industrial Gran Mariscal de Ayacucho
(CIGMA), para el tratamiento y acondicionamiento del gas de Costa Afuera, ubicado en
el Estado Sucre, que contempla una planta petroquímica, áreas de almacenamiento,
muelles y terminales, plantas de licuefacción de gas, así como también un parque
industrial.
9
•
Aumentos y Mejoras en Refinación: Creación de nuevos centros de refinación (Cabruta,
Batalla de Santa Inés y Caripito).
En este eje se busca incrementar la capacidad de procesamiento de crudo venezolano
en el país, mediante la creación de nuevos centros de refinación: Cabruta, con
capacidad de 400 mil barriles diarios; Batalla de Santa Inés, ubicada en el estado
Barinas, con 50 mil barriles diarios; y Caripito con 50 mil barriles diarios para producción
de asfalto. Además, se busca potenciar y optimizar los procesos de las plantas
existentes (Centro de Refinación Paraguaná, Puerto La Cruz y El Palito) para aumentar
el procesamiento de residuales y obtener mayores destilados medios.
Este plan de expansión y optimización de refinación, se integrará con proyectos
agroenergéticos para la producción de etanol, como aditivo de la gasolina, impactando
de manera importante la ocupación del campo y contribuyendo a la consolidación
territorial.
•
Comercialización de Crudos y Productos: Garantizar la seguridad y confiabilidad
energética nacional y fortalecer la política petrolera internacional.
Para el año 2012, se espera una disponibilidad de crudo para exportación de 3,4
millones de barriles diarios y para refinación 1,8 millones de barriles diarios, para un
total de suministro de crudos de 5,2 millones de barriles diarios. Con la producción de
las Empresas Mixtas de los ex-convenios de asociación de la Faja Petrolífera del
Orinoco de 622 mil barriles diarios, el suministro nacional de crudo asciende a los 5,8
millones de barriles diarios.
•
Infraestructura: Ampliar la capacidad de recolección, almacenamiento y transporte de
los hidrocarburos.
Tiene como objetivo facilitar la integración regional a través de gasoductos con el Sur,
los Andes y el Caribe, y sustituir la infraestructura obsoleta. Adicionalmente, el proyecto
contempla el desarrollo de una red de gasificación domiciliaria. La ampliación de esta
infraestructura permitirá una mayor flexibilidad para manejar la expansión de la
volumetría prevista en el plan, en términos de crudo, productos y gas natural.
El Plan Siembra Petrolera contempla inversiones por 78.116 millones de dólares, entre los años
2007 y 2012, lo cual incrementará las capacidades operacionales de PDVSA, dando un gran
impulso a la economía venezolana, y generando una gran cantidad de oportunidades para el
desarrollo integral del país.
Las nuevas filiales de PDVSA, previstas para apoyar el Plan Siembra Petrolera, serán
herramientas valiosas para que el Estado Venezolano genere los espacios necesarios que
equilibren el mercado nacional.
• PDVSA Servicios: con esta filial se lograrán importantes ahorros en el área de servicios
de PDVSA, apoyando decididamente la administración de los taladros recientemente
nacionalizados, los taladros fabricados en China, los alquilados a terceros, así como
aquellos que se utilizan en servicio a pozos, las maquinarias y procesos de sísmica.
• PDVSA Industrial: trata de cubrir las necesidades del pueblo con líneas de productos
del sector hogar. Se propone incursionar en la manufactura de bienes finales de
consumo masivo como ropas, calzado, enseres domésticos, herramientas, camas,
comedores y otras piezas de mobiliario, así como electrodomésticos de línea blanca y
marrón, televisores y radios.
10
• PDVSA Agrícola: utilizará las tierras de PDVSA para cosechar alimentos. Dentro de
este plan, durante el año 2007, se dio inició al programa de siembra de soya y caña de
azúcar. Para complementar la cadena de valor de actividad agrícola, se crea la
Productora y Distribuidora Venezolana de Alimentos (PDVAL) con el objeto de realizar
actividades de producción, abastecimiento y comercialización nacional e internacional
de alimentos, garantizando un abastecimiento estable, permanente y creciente.
• PDVSA Gas Comunal: se destina básicamente a la distribución de gas a las
comunidades desde las plantas de llenado hasta los hogares.
• PDVSA Ingeniería y Construcción: desarrollará plataformas para las actividades de
producción Costa Afuera.
• PDVSA Naval: construirá barcos, astilleros y diques.
• PDVSA Desarrollos Urbanos: contribuirá con el desarrollo en materia de vivienda y
hábitat. En estrecha relación con otros institutos y ministerios se adelanta la
construcción de viviendas y desarrollos habitacionales en el país.
El informe sobre la gestión del año 2007, que hoy presentamos, es el resultado del esfuerzo de
las mujeres y hombres que con su trabajo y constancia han apoyado la consolidación operativa
y financiera de PDVSA. El trinomio Pueblo – Fuerza Armada – Trabajadores Petroleros, ha sido
uno de los factores claves para el éxito alcanzado.
Debemos continuar demostrando esta capacidad de trabajo en equipo, desarrollo profesional,
disciplina y organización, para poder hacer realidad la definitiva Siembra del Petróleo, en
beneficio del pueblo venezolano, como herramienta fundamental para crear las condiciones
económicas y sociales que permitan la construcción del socialismo en nuestro país.
Rafael Ramírez Carreño
Ministro del Poder Popular para la
Energía y Petróleo y
Presidente de PDVSA
11
I. Visión General del Negocio
1. Historia y Desarrollo de la Compañía
Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) es una compañía propiedad de la República Bolivariana
de Venezuela1, creada por el Estado venezolano2 en 1975, en cumplimiento de la Ley Orgánica
que reserva al Estado, la industria y el comercio de hidrocarburos (Ley de Nacionalización). Sus
operaciones son supervisadas y controladas por el Ministerio del Poder Popular para la Energía
y Petróleo, anteriormente Ministerio de Energía y Petróleo (MENPET).
PDVSA es responsable, en Venezuela, del desarrollo de la industria de los hidrocarburos; así
como también, de planificar, coordinar, supervisar y controlar las actividades relacionadas con
la exploración, la explotación, la manufactura, la refinación, el transporte por medios especiales,
y las ventas de hidrocarburos y sus derivados, tanto en Venezuela como fuera del país. La
mayoría de sus filiales en el exterior están involucradas en las actividades de refinación y
comercialización a nivel mundial.
Bajo la Constitución de 1999, el Estado debe mantener la propiedad exclusiva de las acciones
de PDVSA; sin embargo, la Constitución permite que Venezuela a través de PDVSA y sus
filiales suscriba acuerdos de exploración, producción y refinación; y constituya Empresas Mixtas
para el desarrollo de la industria petrolera, manteniendo siempre la mayoría accionaria en esas
empresas.
Las principales actividades de PDVSA están reguladas por la Ley Orgánica de Hidrocarburos,
ley vigente desde el año 2002, la cual fue modificada con el decreto de la Ley de Reforma
Parcial de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, publicado en la Gaceta Oficial Nº 38.443, de fecha
24 de mayo de 2006. En lo que concierne a las operaciones relacionadas con gas, éstas se
rigen por la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos de septiembre de 1999 y su Reglamento
de junio de 2000.
En consonancia con los Artículos Nº 302 y Nº 311 de la Constitución de la Republica
Bolivariana de Venezuela y en el Artículo Nº 5 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, referidos a
la participación de PDVSA en el desarrollo social e integral del país, PDVSA asume una nueva
responsabilidad social y participa en diferentes programas establecidos por el Ejecutivo
Nacional, con la finalidad de apoyar las obras o servicios destinados al desarrollo de
infraestructura y vialidad, actividades agrícolas, de salud y educación, y a cualquier otra
inversión productiva en Venezuela.
PDVSA tiene su domicilio en Venezuela. Sus oficinas de la Casa Matriz están localizadas en la
Avenida Libertador, La Campiña, Apartado Nº 169, Caracas 1010-A, Venezuela. Su número
telefónico: +58-212-708-4111. Su sitio en Internet es: www.pdvsa.com.
1
2
En lo sucesivo, Venezuela
En lo sucesivo, Estado
12
2. Fortalezas que soportan la Industria Petrolera
La siguiente tabla muestra los datos financieros, operacionales y de recursos humanos al 31 de
diciembre de 2007 y por el período terminado en esa fecha, presentes en la industria:
FORTALEZAS QUE SOPORTAN LA INDUSTRIA PETROLERA
Fuerza Laboral Propia
Fuerza Laboral Contratada
Ingresos Operacionales - Consolidado
Ganancia Neta - Consolidada
Adquisición Sísmica 3D
Reservas Probadas de Petróleo
Reservas de Petróleo en Proceso de Certificación (Estimado)
Reservas Probadas de Gas
Resrvas de Gas en Proceso de Certificación (Estimado)
Potencial de Producción de Crudo
Producción de Crudo Nación
Pozos Activos
Taladros / Año
Yacimientos
Campos Petroleros
Principales Oleoductos
Capacidad de Refinación Participación PDVSA
Capacidad de Refinación en Venezuela
Capacidad de Refinación internacional
Estaciones de Servicios PDV en Venezuela
Estaciones de Servicios con Contrato de Abanderamiento
Plantas Compresoras de Gas en PDVSA Gas
Plantas de Líquidos de Gas Natural LGN
Capacidad de Fraccionamiento de LGN Instalada
Capacidad de Fraccionamiento de LGN Efectiva
Gasoductos de Gas Metano
Poliductos para Transporte de LGN
61.909
15.383
96.242
6.273
3.531
99,4
215
170,9
196
3.561
3.150
15.817
111
18.176
394
4.865
3.098
1.303
1.795
784
203
21
3
283
268
4.267
381
Personas
Personas
MMUS$
MMUS$
Km2
MMMBls
MMMBls
MMMMPC
MMMMPC
MBD
MBD
Und
Und
Und
Und
Km
MBD
MBD
MBD
Und
Und
Und
Und
MBD
MBD
Km
Km
Ranqueo de PDVSA
De acuerdo con un estudio comparativo publicado el 3 de diciembre de 2007 por Petroleum
Intelligence Weekly (PIW), PDVSA se encuentra entre las compañías más grandes a nivel
mundial en el negocio petrolero, ocupando las siguientes posiciones:
•
Quinta en reservas probadas de petróleo y gas.
•
Sexta en producción.
•
Quinta en capacidad de refinación.
•
Octava en ventas.
El estudio fue basado en una combinación de criterios operacionales, tales como: reservas,
producción refinación y ventas.
13
El siguiente cuadro muestra la posición de PDVSA ante otras empresas.
Posición
Empresa
País
Producción
Liquidos
Reservas
Liquidos
Producción
Gas
Reservas
Gas
Capacidad
Refinación
Ventas
1 Saudi Aramco Saudi Arabia
1
1
7
4
10
7
2 NIOC
Irán
2
2
2
1
14
12
3 Exxon Mobil
EUA
5
14
3
13
1
1
4 BP
Reino Unido
8
16
4
15
6
3
5 PDVSA
Venezuela
6
5
26
5
5
8
Royal Dutch
6 Shell
Holanda
9
26
5
16
2
2
7 CNPC
China
4
9
13
12
9
14
15
22
9
19
7
6
8 Conoco Phillips EUA
9 Chevron
EUA
14
19
11
23
12
5
10 Total
Francia
18
23
12
20
8
4
11 Pemex
México
3
11
14
33
13
13
12 Gazprom
Russia
23
18
1
3
25
26
13 Sonatrach
Argelia
12
13
6
6
34
25
14 KPC
Kuwait
7
4
39
14
19
20
15 Petrobras
Brasil
10
17
23
35
11
10
Fuente: Petroleum Intelligence Weekly, Diciembre de 2006.
3. Descripción del Negocio
PDVSA desarrolla sus operaciones a través de sus filiales, así como también, con la
participación en asociaciones con compañías locales y extranjeras; estas últimas sujetas a
leyes y regulaciones diferentes. Las operaciones incluyen:
•
Exploración, producción y mejoramiento de crudo y gas natural.
•
Exploración y producción de gas natural de recursos Costa Afuera, incluyendo la posibilidad
para la exportación de líquidos de gas natural (LGN).
•
Refinación, mercadeo, transporte de crudo y productos refinados, y el procesamiento,
mercadeo y transporte de gas natural.
Las reservas de petróleo y gas natural de Venezuela y las operaciones de exploración,
producción y mejoramiento están localizadas sólo en Venezuela, mientras que las operaciones
de refinación, mercadeo y transporte están localizadas en Venezuela, el Caribe, Norteamérica,
Suramérica, Europa y Asia.
a.
Actividades
Las actividades de PDVSA están estructuradas en cinco áreas geográficas: Occidente, Oriente,
Centro Sur, Faja Petrolífera del Orinoco y Costa Afuera, con el fin de manejar sus operaciones
aguas arriba que incluyen las actividades de: exploración, producción y mejoramiento de crudo
extrapesado. CVP, filial de PDVSA, asumió el control de las actividades de todas las Empresas
Mixtas y las licencias de gas natural Costa Afuera.
Las operaciones aguas abajo incluyen:
14
•
Refinación y mercadeo de productos en Venezuela bajo la marca PDV.
•
Refinación y mercadeo de crudo y productos en el mercado internacional. Los productos se
comercializan bajo la marca CITGO en las regiones orientales y del medio oeste de los
Estados Unidos.
•
Negocios en el Caribe, principalmente, a través de la Refinería Isla y operación de
terminales de almacenamiento a través BOPEC en Bonaire, BulemBay en Curazao y
BORCO (en proceso de venta) en las Bahamas. Asimismo, PDVSA a través de su filial PDV
Caribe es dueña de una planta de llenado de bombonas de Gas Licuado de Petróleo (GLP)
en St. Vincent.
•
Negocios de refinación en los Estados Unidos de América a través de ocho refinerías de las
cuales cinco son propiedad de CITGO: Lake Charles, Corpus Christi, Lemont, Paulsboro,
Savannah y una participación del 50% en Chalmette, Hovensa y una unidad de destilación
de petróleo de vacío y de coque llamada Merey Sweeny.
•
Negocios de refinación en Europa a través de su participación en ocho refinerías:
Gelsenkirchen, Schwedt, Neustadt, Karlsruhe, Nynashamn, Gothenburg, Dundee, y
Eastham.
•
Conducción de actividades de transporte marítimo, a través de su filial PDV Marina
poseedora de 21 tanqueros.
•
El negocio del gas lo desarrolla PDVSA Gas, S.A. filial verticalmente integrada. Esta filial se
encarga de actividades de explotación de gas y el procesamiento de gas para la producción
de LGN; así como, transporte y mercadeo de gas en el mercado interno y exportación del
LGN. Adicionalmente, PDVSA Gas, S.A. procesa gas producido por las divisiones de
exploración y producción de la filial PDVSA Petróleo (recibiendo todo el gas remanente
después del consumo para las operaciones de PDVSA) para transporte y mercadeo en el
mercado internacional.
•
Deltaven, S.A. es la filial encargada del mercadeo y distribución al detal en Venezuela, de
gasolina y otros productos con la marca PDV. Esta empresa, junto con el sector privado
están promoviendo el desarrollo de la infraestructura y servicios comerciales para clientes al
detal.
•
Otra filial importante es INTEVEP, S.A. a través de la cual PDVSA maneja las actividades
de investigación y desarrollo.
b. Desarrollo Social
Durante los años 2001 a 2007, y con mayor énfasis a partir del año 2003, en concordancia con
los lineamientos y estrategias del Ejecutivo Nacional, PDVSA ha participado en el desarrollo
social e integral del país, apoyando las obras o servicios destinados al desarrollo de
infraestructura, de vialidad, de actividades agrícolas, de salud, de educación, y de cualquier otra
inversión productiva en Venezuela. Los proyectos sociales, PDVSA los ejecuta por medio de
fideicomisos, misiones y programas sociales; asimismo, contribuye con aportes creados por Ley
al Fondo de Desarrollo Nacional (FONDEN).
c.
Convenios de Cooperación Energética
Como iniciativa impulsada por el Gobierno de Venezuela surgen los Convenios de Cooperación
Energética con el objetivo principal de contribuir a la seguridad energética, al desarrollo
15
socioeconómico y a la integración de los países del Caribe, Centroamérica y Suramérica
mediante el empleo soberano de los recursos energéticos; se minimizan así los costos de las
transacciones de la energía entre los países miembros, y se incrementa el aprovechamiento de
los recursos energéticos como motor fundamental para la creación de sociedades más justas,
solidarias y eficientes en la lucha contra la pobreza, y lograr reducir las asimetrías en el marco
de la integración regional.
d.
Nuevos Negocios
Como parte de la política de rescate de la Soberanía Petrolera Nacional y en consideración a
las estrategias complementarias nacionales y de interdependencia y solidaridad internacional,
PDVSA está desarrollando proyectos y mecanismos que incentiven el desarrollo industrial del
país, con criterio soberano, humanista y en armonía con el medio ambiente, respetando la
vocación de las distintas localidades de nuestro territorio y que contribuyan a la construcción de
una nueva estructura económica y social incluyente.
Los proyectos y mecanismos de asociación contemplan la creación de empresas proveedoras
de bienes y prestadoras de servicios, las cuales apalancarán los proyectos estratégicos del
Plan Siembra Petrolera3, mediante actividades de fabricación, ensamblaje, producción y
suministro de los bienes, equipos, partes y piezas, e insumos necesarios y estratégicos para el
desarrollo de la industria petrolera.
3
Ver Capítulo III Plan Estratégico
16
II. Organización
1. Estructura Organizacional.
Hasta el 31 de diciembre de 1997, PDVSA condujo sus operaciones en Venezuela a través de
tres filiales operadoras principales, Lagoven, S.A., Maraven, S.A. y Corpoven, S.A. En 1997 se
estableció una nueva estructura de operaciones basada en unidades de negocio. Desde
entonces, PDVSA ha estado involucrada en un proceso de transformación de sus operaciones
con el objetivo de mejorar su productividad, modernizando sus procesos administrativos y
aumentando el retorno de capital.
El proceso de transformación incluyó la fusión de Lagoven, S.A., Maraven, S.A. y Corpoven,
S.A. efectivo a partir del 1° de enero de 1998, y renombrando la entidad combinada PDVSA
Petróleo y Gas, S.A. En mayo de 2001, PDVSA Petróleo y Gas, S.A. cambió su denominación
social a PDVSA Petróleo, S.A., originándose otro cambio en la estructura organizacional
petrolera ya que la actividad relacionada con el gas natural no asociado comenzaría a ser
manejada por la filial PDVSA Gas, S.A.; asimismo, para finales de 2002, ciertos activos de
producción de gas no asociado se transfirieron a dicha filial.
Siguiendo con las instrucciones del Ejecutivo Nacional y lineamientos del MENPET y PDVSA,
se culminó el proceso de la firma de acuerdos de los Convenios Operativos y la nacionalización
de la Faja Petrolífera del Orinoco, al igual que los Convenios de Exploración a Riesgo y
Ganancias Compartidas para su conversión a Empresas Mixtas, así como también la creación
de los nuevos negocios, lo cuál ha significado un paso histórico en la reafirmación de la
soberanía petrolera.
Adicionalmente, PDVSA ha hecho algunos ajustes dentro de la organización a fin de mejorar el
control interno de sus operaciones y el modelo de gerencia, para alinear la estructura de sus
operaciones con las estrategias a largo plazo del accionista. Estos ajustes consisten,
principalmente, en la adopción de un nuevo marco de estructura de operaciones que aumenta
la participación del Comité Ejecutivo en sus actividades y, al mismo tiempo, aumenta la
flexibilidad operacional de PDVSA.
2. Descripción de las Principales Filiales
a. PDVSA Petróleo, S.A.
PDVSA Petróleo, S.A., fue constituida en 1978. Tiene como objeto la realización de actividades
de exploración, explotación, transporte, manufactura, refinación, almacenamiento,
comercialización o cualquier otra actividad en materia petrolera y demás hidrocarburos en
Venezuela.
b. Corporación Venezolana del Petróleo, S.A. (CVP)
Esta filial fue constituida en 1975. Con la última modificación de su objeto social en el 2003,
CVP dirige y administra todo lo concerniente a los negocios que PDVSA realiza con empresas
petroleras de capital nacional o extranjero. Esta filial está encargada de maximizar el valor de
los hidrocarburos para el Estado, mediante una eficiente y eficaz administración y control de los
17
negocios con participación de terceros, asegurando una apropiada vinculación de los beneficios
con el bienestar colectivo, a través del desarrollo sustentable.
En adición, la CVP controla el fideicomiso de vivienda, agricultura, desarrollo sustentable, entre
otros, los cuales también son creados para financiar proyectos sociales en el país. Con relación
al Centro de Arte La Estancia, es una gestión que se asignó a CVP, lo cual la define como el
brazo cultural y social de PDVSA.
c. PDVSA Gas, S.A.
Constituida en 1998. La filial tiene por objeto la realización de actividades de exploración,
explotación, recolección, almacenamiento, procesamiento e industrialización del gas natural y
líquido tanto industrial como doméstico, así como del transporte, distribución y contratación con
otras empresas para su colocación y venta.
d. PDV Marina, S.A.
Esta filial fue constituida en 1990 y tiene por objeto la realización de actividades de transporte
de hidrocarburos y sus derivados, a filiales de PDVSA, por vía marítima, fluvial o lacustre,
dentro y fuera del territorio nacional, mediante tanqueros de su propiedad o contratados.
e. Palmaven, S.A.
La filial se constituyó en 1975. En el 2004, se decidió reformar su objeto social. Las
operaciones de la compañía tienen como propósito promover y participar en el desarrollo social
de la nación, en armonía con la industria petrolera y las comunidades, contribuyendo con la
productividad de los diferentes sectores, apoyando el desarrollo regional y prestando servicios
de carácter comunitario. Los ingresos que perciba la compañía serán destinados a desarrollar y
financiar actividades agrícolas, pecuarias, forestales, pesqueras, agroindustriales, ambientales
y de servicios, así como al asesoramiento a las industrias del Estado en la organización y
educación comunitaria integral; con dichos ingresos también se apoyarán los planes educativos
y de salud para el fortalecimiento de la familia, el desarrollo de proyectos comunitarios, la
realización de estudios de alto impacto social, así como el desarrollo de planes de supervisión y
control.
f.
Interven Venezuela, S.A.
Fue constituida en 1975, con el objeto de efectuar seguimiento y evaluación de los negocios
internacionales de PDVSA, facturando a sus filiales, honorarios profesionales por concepto de
asesoría y apoyo. La filial en el 2005 modificó su objeto que es realizar las actividades de
exploración, explotación, transporte, manufactura, refinación, almacenamiento, comercialización
o cualquier otra actividad relacionada directa o indirectamente con el petróleo y demás
hidrocarburos.
g.
Deltaven, S.A.
Filial constituida en 1975. Se reactivó y modificó sus estatutos en 1996. La compañía tiene
como objetivo la compra, venta, importación, exportación, suministro, transporte,
almacenamiento, distribución, mezcla, envase y expendio al detal de productos derivados de
hidrocarburos y bienes para el uso de los sectores industrial, comercial, doméstico y de
transporte, así como también la prestación y recepción de servicios.
18
h.
PDVSA América, S.A.
Fue creada en 2006. Su objetivo es realizar en el exterior las actividades de exploración,
extracción, recolección, transporte, almacenamiento inicial y comercialización de hidrocarburos
por cuenta propia o de terceros o asociada con terceros. Asimismo, la sociedad podrá realizar
en Venezuela o en el exterior, las actividades de refinación, distribución e industrialización de
hidrocarburos; así como la comercialización de sus productos, por cuenta propia o de terceros o
asociadas con terceros; así como el comercio nacional e internacional de hidrocarburos y
subproductos dentro del marco de negociaciones, acuerdos bilaterales y multilaterales suscritos
por Venezuela y cualquier sistema de contratación internacional público y privado.
i.
Bariven, S.A.
Constituida en 1975. Tiene como objeto la compra de materiales y equipos, planificación de
inventario de acuerdo a los requerimientos y las especificaciones de terceros, contratación de
servicios asociados a la procura, almacenamiento y transporte de bienes muebles y/o,
inmuebles, venta de materiales y servicios técnicos, entre otros.
j.
INTEVEP, S.A.
Esta filial fue constituida en 1979, tiene como objeto realizar investigación básica orientada,
investigación aplicada y desarrollo tecnológico en las áreas de hidrocarburos; además presta
servicios de apoyo tecnológico y de información en esas áreas a PDVSA y sus filiales, así como
a los organismos públicos y privados.
k. COMMERCHAMP, S.A.
Constituida en 1987. Tiene como propósito principal la realización de actividades de
comercialización de productos y derivados de hidrocarburos para el mercado internacional.
l.
PDVSA Agrícola, S.A.
Esta filial fue constituida en el 2007. Su propósito es realizar en Venezuela o en el exterior, por
cuenta propia o de terceros o asociada con terceros, las actividades de producción de materia
prima de origen agrícola, para el procesamiento industrial agroalimentario y agroenergético en
Venezuela, contribuyendo con el desarrollo agrícola sustentable del país, mediante la
incorporación de los rubros seleccionados. Además, debe visualizar, definir, implantar y operar
los proyectos industriales para la producción agroalimentaria y agroenergética en el país, así
como, asegurar el desarrollo armónico del entorno y la participación activa de las comunidades
rurales en el plan maestro de desarrollo socio productivo local asociado a los proyectos de
PDVSA Agrícola y orientado a garantizar la seguridad alimentaría, mejorar la calidad de vida y
promover la creación de Empresas de Producción Social (EPS) que apoyen a la nueva industria
nacional.
m. PDVSA Industrial, S.A.
Fue constituida en 2007. Tiene como propósito efectuar, por cuenta propia o de terceros o
asociados a terceros, las actividades de producción de servicios y acompañamiento técnico en
la construcción de equipos, bienes y materiales industriales requeridos para el desarrollo de la
19
industria petrolera. Asimismo, la filial podrá realizar en Venezuela o en el exterior, por cuenta
propia o de terceros o asociada con terceros, las actividades de producción de servicios que
conlleven a la construcción de equipos petroleros; además de proveer servicios para el
desarrollo del entorno comunitario en organización, formación, capacitación, bienes,
infraestructura social y socioproductiva.
n. PDVSA Servicios, S.A.
Esta filial fue constituida en el 2007. Podrá realizar en Venezuela o en el exterior por cuenta
propia o de terceros o asociada a terceros, servicios de construcción y mantenimiento de pozos
petroleros. La sociedad podrá proveer servicios para el desarrollo del entorno comunitario en
organización, formación, capacitación, bienes, infraestructura social y socioproductiva.
o. Filiales y Afiliadas Internacionales
Por sus filiales en los Estados Unidos de América, PDVSA es uno de los más grandes
refinadores de petróleo en ese país basado en su capacidad de refinación equivalente a 1.201
MBD para diciembre 2007.
En los Estados Unidos de América, PDVSA, conduce sus operaciones de refinación de petróleo
y mercadeo de productos refinados a través de su filial PDV Holding, la cual posee
indirectamente, el 100% de CITGO Petroleum Corporation (CITGO) por medio de PDV América.
Asimismo, posee indirectamente el 50% de Chalmette Refining por medio de PDV Chalmette,
Inc. y el 50% de Merey Sweeny por medio de PDV Sweeny, L.P.; estas empresas están
asociadas con ExxonMobil Corporation y ConocoPhillips, respectivamente.
CITGO con sede en Houston, Texas, es una empresa que refina, mercadea y transporta
gasolina, diesel, combustible para aviones, petroquímicos, lubricantes, asfalto y otros productos
de petróleo refinados en los Estados Unidos de América.
PDVSA también posee indirectamente el 50% de Hovensa por medio de PDVSA Virgin Island,
Inc. (PDVSA VI), una empresa mixta con Hess Corporation que procesa petróleo en las Islas
Vírgenes de los Estados Unidos de América.
Dentro de Europa PDVSA conduce sus actividades de refinación de petróleo y productos
derivados a través de la filial de su propiedad, PDV Europa, la cual posee 50% de participación
en Rühr Oel GMBH (ROG), una compañía con base en Alemania y propiedad conjunta con
British Petroleum (BP). Por medio de ROG, PDVSA refina petróleo, mercadea y transporta
gasolina, diesel, combustible para calefacción, petroquímicos, lubricantes, asfalto y otros
productos de petróleo refinados. PDVSA también posee 50% de AB Nynäs Petroleum (Nynäs),
una compañía con operaciones en Suecia y en el Reino Unido y propiedad conjunta con Neste
Oil. Por medio de Nynäs, PDV Europa refina petróleo, mercadea y transporta asfalto, productos
especializados, lubricantes y otros productos de petróleo refinados.
Adicionalmente, y como parte de sus operaciones en el Caribe PDVSA opera una refinería bajo
un contrato de arrendamiento entre PDVSA y Refinería di Korsou N.V. (RDK), entidad del
gobierno curazoleño, propietaria de la refinería; y la refinería Cienfuegos, con una participación
de PDVSA de 49% por medio de una empresa mixta conformada entre PDVSA y Cupet.
The Bahamas Oil Refining Company Internacional Limited (BORCO) es un terminal de
almacenamiento, propiedad 100% de PDVSA, ubicado en Bahamas, el cual incluye: un (1)
terminal marino que abarca 640 acres de tierra, cuatro (4) muelles con ocho (8) puestos Costa
Afuera y setenta y tres (73) tanques de almacenamiento con una capacidad nominal de 19, 7
MMBls.
20
Bonaire Petroleum Corporation N.V. (BOPEC) es un terminal de almacenamiento, mezcla y
despacho de crudo y sus derivados, propiedad 100% de PDVSA, ubicado en Bonaire, que
incluye veintitres (23) tanques de almacenamiento con una capacidad nominal de 10,1 MMBls.
3. Gobierno Corporativo
PDVSA es una empresa nacional subordinada al Estado y profundamente comprometida con el
pueblo venezolano. El gobierno corporativo de PDVSA es de suma importancia ya que tiene
como finalidad procurar el manejo transparente, eficiente y adecuado, bajo principios
profesionales y éticos, en beneficio de los intereses de la nación, por medio de un conjunto de
normas que regulan la estructura y funcionamiento de los órganos de administración.
a. Asamblea de Accionistas
Su función es ejercer la suprema dirección y administración de PDVSA; representa la
universalidad de las acciones y sus decisiones, dentro de los límites de sus facultades, son
obligatorias para la sociedad, mediante disposiciones emitidas en las Asambleas Ordinarias o
Extraordinarias, según sea el caso.
Entre las principales atribuciones y deberes de la Asamblea de Accionistas está el aprobar o
improbar el informe anual de la Junta Directiva; aprobar o improbar los presupuestos
consolidados de inversiones y de operaciones de PDVSA y de las sociedades o entes afiliados;
y dictar los reglamentos de organización interna.
b. Junta Directiva
La Junta Directiva es el órgano administrativo de PDVSA con las más amplias atribuciones de
administración y disposición, sin otras limitaciones que las establecidas en la Ley y el Decreto
No. 1.313, de fecha 29 de mayo de 2001, publicado en la Gaceta Oficial de la República
Bolivariana de Venezuela, bajo el No. 37.236, de fecha 10 de Julio de 2001.
La Junta Directiva es responsable de convocar las reuniones con el accionista, preparar y
presentar los resultados operacionales y financieros al cierre de cada ejercicio económico; así
como la formulación y seguimiento de las estrategias operacionales, económicas, financieras y
sociales.
El presidente de PDVSA, tiene amplios poderes para actuar en nombre de PDVSA y para
representarla en negociaciones con terceros, sujeto solamente a los poderes expresamente
reservados a la Junta Directiva o reservados a la decisión de la Asamblea de Accionistas. El
Presidente de PDVSA determina y es responsable por la implementación de estrategias, metas
y presupuestos en los diferentes negocios de PDVSA, los cuales deben ser aprobados por la
Asamblea de Accionista. Las estrategias, metas y presupuestos son revisados y monitoreados
por la Junta Directiva a través de las rendiciones de cuentas.
Los miembros de la Junta Directiva son diez (10): un (1) presidente, dos (2) vicepresidentes,
cuatro (4) directores internos y tres (3) directores externos. La Junta Directiva es designada
mediante decreto por el Presidente de Venezuela por un término inicial de dos años, el cual
puede ser extendido indefinidamente hasta que se designe una nueva Junta Directiva.
21
Al 31 de diciembre de 2007, la Junta Directiva estaba integrada por las siguientes personas:
Nombre
Posición
Rafael Ramírez Carreño
Asdrúbal Chávez
Luis Vierma
Eudomario Carruyo
Jesús Villanueva
Déster Rodríguez
Eulogio del Pino
Iván Orellana
Bernard Mommer
Carlos Martínez Mendoza
Presidente
Vicepresidente
Vicepresidente
Director Interno
Director Interno
Director Interno
Director Interno
Director Externo
Director Externo
Director Externo
Fecha de
Designación
2004
2007
2005
2005
2005
2003
2005
2005
2005
2005
Información sobre los miembros que integran la Junta Directiva de PDVSA:
Rafael Ramírez Carreño, Ministro del Poder Popular para la Energía y Petróleo y
Presidente de PDVSA
Rafael Ramírez Carreño es Ingeniero Mecánico graduado en la Universidad de Los Andes en
1989, con una maestría en Estudios Energéticos de la Universidad Central de Venezuela. Inició
su actividad profesional en la industria petrolera con INTEVEP, filial de investigación y
desarrollo de PDVSA, donde fue inicialmente asignado para trabajar en el manejo de crudos
extrapesados en la Faja Petrolífera del Orinoco. Otras asignaciones y cargos posteriores en
otras filiales lo dotaron de una amplia experiencia en el desarrollo, coordinación y gerencia de
proyectos de ingeniería y construcción. Su trabajo en Estados Unidos de América incluye el
desarrollo del Proyecto de Mejoramiento y Expansión de la Refinería de Cardón, y el Proyecto
de Gas Natural Licuado en Nigeria y Francia. Ramírez fue presidente fundador del Ente
Nacional del Gas (Enagas), organismo encargado de la reestructuración del plan nacional del
gas y responsable del diseño, desarrollo y promoción de la política del Estado para este sector.
En febrero de 2002 fue designado Director Externo de PDVSA, y en julio de ese mismo año, fue
designado por el Presidente de Venezuela, Hugo Chávez Frías, como Ministro de Energía y
Minas. El 20 de noviembre de 2004, bajo el decreto presidencial número 3.264, fue designado
Presidente de PDVSA, posición que mantiene actualmente; simultáneamente con el cargo de
Ministro del Poder Popular para la Energía y Petróleo.
Asdrúbal Chávez, Vicepresidente de PDVSA
Asdrúbal Chávez es Ingeniero Químico graduado en la Universidad de Los Andes en 1979. En
ese mismo año comenzó su carrera en la industria petrolera en la Refinería El Palito de PDVSA,
como ingeniero de arranque del Proyecto de Expansión de la Refinería El Palito (PAEX), el
proyecto de expansión más grande de dicha refinería. Ocupó diferentes posiciones en las áreas
de servicios industriales, destilación y especialidades, conversión y tratamiento, movimiento de
crudo y productos, programación y economía e ingeniería de procesos. En 1989 fue asignado a
Universal Oil Products (UOP) en Estados Unidos de América. En 1990 fue nombrado jefe del
proyecto de expansión de las unidades de crudo y destilación al vacío de la Refinería El Palito.
De 1995 a 1999, ocupó diferentes posiciones supervisoras y gerenciales. En el año 2000
PDVSA lo asignó, temporalmente, al Ministerio de Producción y Comercio para asistir en la
reestructuración del Ministerio y luego en el proceso de la Constituyente Económica de
Venezuela. En 2001 fue asignado a BITOR, una filial de PDVSA, como Gerente de Recursos
Humanos y coordinó al equipo que trabajó en la reestructuración del proyecto de expansión de
la empresa. En 2002 fue nombrado asistente a la Junta Directiva de BITOR y en enero de 2003
22
asumió las funciones como Gerente General de la Refinería El Palito. En agosto de 2003, fue
nombrado Director Ejecutivo de Recursos Humanos en PDVSA y sirvió como líder del equipo
que negoció el Contrato Colectivo de Trabajo en los años 2004-2006. En marzo de 2004, fue
nombrado Director Ejecutivo de Comercio y Suministro. En enero de 2005, es juramentado
como Director de PDVSA, responsable de Comercio y Suministro de PDVSA y Presidente de
PDV Marina y BITOR, Filiales de PDVSA, y Director de CITGO Petroleum Corporation, una filial
de PDVSA con base en Houston, EE.UU. En mayo del 2007, fue designado como
Vicepresidente de Refinación, Comercio y Suministro de PDVSA y Presidente de la Filial PDV
Caribe, S.A.
Luis Vierma, Vicepresidente de PDVSA
Luis Vierma es Licenciado en Química, egresado de la Universidad Central de Venezuela en
1979. Obtuvo su maestría en Geología (Geoquímica de Petróleo) en 1984 en la Universidad de
Indiana, en Bloomington. Entre 1975 y 1978 fue profesor de química en el Departamento de
Química de la Universidad Central de Venezuela. Ingresó a la industria en 1978, como
geoquímico de exploración en el centro de investigación y desarrollo de PDVSA (INTEVEP);
más tarde fue nombrado jefe del Laboratorio de Geoquímica Orgánica, donde fue líder de
proyectos de exploración de hidrocarburos y luego Jefe de la Unidad de Química Inorgánica. En
1993 fue nombrado Gerente de Recuperación Mejorada de Crudos con Microorgánicos, según
acuerdo entre el Ministerio de Energía y Minas de Venezuela y el Departamento de Energía de
Estados Unidos de América (DOE). En 1995 fue nombrado jefe de la Sección de Geoquímica
Orgánica y en 1997 ocupó el cargo de Jefe de la Sección de Geología. En 1998 pasó a ser líder
del Proyecto Bosque-Bucare para implementar la estrategia de esfuerzo compartido de
productividad. En 1999 fue Gerente de Negocios de Exploración, y en el año 2000 fue
nombrado Director de la Oficina de Políticas y Planes del Viceministerio de Hidrocarburos, en el
Ministerio de Energía y Minas (ahora Ministerio del Poder Popular para la Energía y el Petróleo).
A comienzos de 2003, fue juramentado como Director General de Hidrocarburos y como
Director Externo de PDVSA en marzo del mismo año; más tarde, Presidente de CVP,
Vicepresidente de PDVSA GAS, y miembro del Directorio de CITGO. En enero de 2005, fue
nombrado Vicepresidente de Exploración y Producción de PDVSA.
Eudomario Carruyo, Director de PDVSA
Eudomario Carruyo recibió el título de Licenciado en Contaduría Pública de la Universidad del
Zulia en 1972. Durante el año 1992 estuvo en una asignación en calidad de entrenamiento en
el Chase Manhattan Bank en New York. Ha realizado diversos cursos de especialización y
postgrado en las áreas de Finanzas y Gerencia, en la Universidad de Columbia, en New York, y
en la Universidad de Michigan, en Ann Arbor. Tiene 40 años de experiencia en la industria
petrolera y petroquímica nacional. Inició su carrera en 1964, en la Corporación Venezolana del
Petróleo (CVP) y, después de la nacionalización de la industria petrolera venezolana en 1976 y
la creación de PDVSA, continuó en Corpoven, filial de PDVSA, donde trabajó hasta el año 1997
ejerciendo los cargos de: Gerente Corporativo de Tesorería, Gerente Corporativo de
Contraloría, Gerente Corporativo de Presupuesto y Evaluaciones Económicas, Gerente
Corporativo de Costos, Gerente de Finanzas de la División Occidente, Gerente de Finanzas del
área de San Tomé y Gerente de Finanzas de la Refinería El Palito. En 1992 fue transferido a
PALMAVEN, filial de PDVSA en la cual trabajó durante 5 años y medio (1992-1997) como
Gerente de Finanzas y posteriormente como Director de dicha filial. Desde abril del año 2000,
se desempeñó como Comisario Mercantil de PDVSA hasta diciembre de 2002 (primero como
adjunto y luego como principal). En enero de 2003, fue designado Director Ejecutivo de
Finanzas de PDVSA. En julio de 2003, fue nombrado Director de PEQUIVEN, coordinando el
cierre del ejercicio económico del año fiscal de 2002 de PDVSA y sus filiales, y la elaboración
de los informes financieros operacionales para uso interno y para la Securities and Exchange
Commission (SEC). Conjuntamente con sus responsabilidades en PEQUIVEN, fue Director de
las siguientes filiales de dicha empresa: Fertinitro, Monómeros Colombo-Venezolanos, Metor
International, Produven, Super Octanos, Supermetanol, Tripoliven, Clorozulia, Coramer,
23
Olefinas del Zulia, Polinter, Propilven, Pralca, Produsal, Servifertil, International Petrochemical
Holding LTD (IPHL) e International Petrochemical Sales Limited (IPSL). En enero de 2005, fue
nombrado Director de PDVSA, desempeñándose además como Director de CITGO Petroleum
Corporation; Director de PDVSA Petróleo, S.A., Director de DELTAVEN, S.A., Vicepresidente
de INTERVEN, S.A., Vicepresidente de PDV Marina, S.A., Presidente de PDVSA Finance,
Presidente de PDV Insurance, Director de PDV Holding y de Refinería Isla (Curazao), S.A.
Jesús Villanueva, Director de PDVSA
Jesús Villanueva es Licenciado en Contaduría Pública graduado en la Universidad de Oriente
en el año 1976 con Maestría en Economía y Administración de Hidrocarburos de la Universidad
Central de Venezuela en 1988. A partir del año 1974 inició sus actividades profesionales en la
firma Espiñeira, Sheldon y Asociados (PriceWaterhouseCoopers). Se incorporó a la industria
petrolera en 1982 en Meneven, filial de PDVSA. Durante su trayectoria profesional ha ejercido
diversos cargos supervisorios y gerenciales en San Tomé, Anaco, Puerto La Cruz y Caracas, en
las funciones de Auditoría y Finanzas en Meneven y Corpoven. En el año 1999 fue designado
como Auditor General de PDVSA y, en febrero de 2002, fue incorporado como Director Principal
de PDVSA; más tarde regresó a su posición anterior como Auditor General. En enero de 2005,
fue nombrado Director de PDVSA. Ha sido certificado, internacionalmente, como Auditor
Interno por el Instituto de Auditores Internos (1999) y como Examinador de Fraudes (2004).
Déster Rodríguez, Director de PDVSA
Déster Rodríguez es General del Ejército venezolano con Licenciatura en Ciencias y Artes de la
Academia Militar de Venezuela. Realizó estudios de Ingeniería de Sistemas en la Universidad
Experimental de la Fuerza Armada. En 1997 fue nombrado Jefe de Personal de la Escuela de
Ingeniería Militar del Ejército. En 1998 fue nombrado Jefe de la División de Registro y Control
de Personal del Ejército. En 1999 fue designado Director General de la Oficina Ministerial de
Información Tecnológica del Ministerio de Educación, Cultura y Deportes, función que
desempeñó conjuntamente con la Presidencia de la Fundación Bolivariana de Informática y
Telemática (Fundación Bolivariana de IT y Telecomunicaciones), la cual asumió en 2001. En
diciembre de 2002, fue designado miembro del Comité de Reestructuración de PDVSA. En
marzo de 2003, fue nombrado Director de PDVSA, simultáneamente, como director de CITGO
Petroleum Corporation, Vicepresidente de la Refinería Isla, miembro de la Junta Directiva de
PDV Holding y Presidente del Centro Internacional de Educación y Desarrollo (CIED) y
COMMERCHAMP. En enero de 2005, fue nombrado presidente de PALMAVEN.
Eulogio Del Pino, Director de PDVSA
Eulogio Del Pino es Ingeniero Geofísico, graduado en la Universidad Central de Venezuela en
1979, con maestría en exploración de petróleo en la Universidad de Stanford en 1985. En 1979
inició su carrera en la industria petrolera venezolana en INTEVEP, filial de investigación y
desarrollo de PDVSA, desempeñándose en diferentes posiciones técnicas y supervisorías hasta
1990, cuando ocupó el cargo de Gerente Técnico para Latinoamérica en la empresa Western
Atlas. En 1991 regresó a PDVSA donde asumió diferentes posiciones gerenciales en la
empresa Corpoven. En 1997 fue nombrado Gerente de Exploración y Delineación de PDVSA
donde coordinó el programa de Exploración Costa Afuera en la Plataforma Deltana en el año
2001. En el año 2003, fue designado Gerente General de las Asociaciones Estratégicas en la
Corporación Venezolana del Petróleo, filial de PDVSA. En 2005 fue nombrado Director de
PDVSA y Presidente de CVP. Del Pino ha sido elegido Presidente y Vicepresidente de la
Asociación de Ingenieros Geofísicos de Venezuela (1990-1994), Vicepresidente de la Sociedad
Americana de Geofísicos (1996-1997) y, fue Fundador y Coordinador del Sindicato
Latinoamericano de Geofísicos. Fue profesor tanto a niveles de pregrado como de postgrado en
la Universidad Central de Venezuela y en la Universidad Simón Bolívar, en Caracas.
24
Iván Orellana, Director de PDVSA
Iván Orellana es Ingeniero Químico, graduado en 1975 en la Universidad Simón Bolívar,
Caracas, Venezuela, con Postgrado de Maestría en Administración de Empresas, mención
Planificación Estratégica del Henley Management College (Reino Unido) y Postgrados de
especialización en Gerencia y Economía de los Recursos de Hidrocarburos, y en Logística de
Suministro y Comercialización de Petróleo y Gas Natural del College of Petroleum Studies en
Oxford (Reino Unido). Así mismo, se ha especializado en Derecho Internacional Privado y
Derecho Económico Regulatorio en la Universidad de Salamanca, España. Desde hace 30
años trabaja en Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA), donde ha desarrollado su carrera
profesional, ocupando diversas posiciones gerenciales en las áreas de Gas y Planificación. En
enero 2005 fue juramentado por el Presidente de la República Bolivariana de Venezuela, como
Director Externo de PDVSA y en febrero 2006 fue nombrado Director Externo de la filial
PEQUIVEN, cargos que ocupa en la actualidad. Dentro de sus responsabilidades, y por
disposición nuevamente del Ciudadano Presidente de la República, fue designado (Ad
honorem) desde el año 2003, Gobernador de Venezuela ante la Organización de Países
Exportadores de Petróleo (OPEP) y Asistente Ejecutivo del Ministro del Poder Popular para la
Energía y Petróleo, con rango de Director General. En el año 2005 fue nombrado también
Director de la Oficina de Relaciones Internacionales del MENPET, y posteriormente en el 2006,
Director General de la Oficina de Planificación Estratégica del mismo Ministerio, cargos que
desempeña en la actualidad. En junio 2004 fue nombrado Director General de Hidrocarburos
del Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo, cargo que ocupó por el lapso de 1
año. Igualmente, y durante el año 2004, ejerció el cargo de Presidente de la Junta de
Gobernadores de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP). Es Miembro
Principal activo de la Comisión Ejecutiva del Foro Internacional de la Energía. Igualmente se ha
desempeñado como Representante Técnico Nacional de Venezuela ante la Organización de
Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y ante el Foro de los Países Exportadores de Gas
(GECF). Ha publicado numerosos artículos en la prensa local, en materia de regulación
económica de monopolios, de gas y de electricidad.
Bernard Mommer, Director de PDVSA
Bernard Mommer tiene Maestría en Matemáticas y Doctorado en Ciencias Sociales de la
Universidad de Tübingen, Alemania. Ha sido profesor e investigador, por muchos años, en
diversas universidades venezolanas. Desde 1991 hasta 1995 ocupó la posición de Asesor
Mayor de la Coordinación de Planificación de Petróleos de Venezuela y de la Coordinación de
Planificación Estratégica. Desde 1995 hasta 2001 fue investigador principal asociado del Oxford
Institute for Energy Studies en St. Antony’s College, Oxford. También fue asesor del Ministro
Venezolano de Energía y Petróleo desde 1999 hasta 2000, y consultor del Secretario General
de la OPEP en Viena durante el año 2002. Previo a su nombramiento como Director en PDV
UK con sede en Londres se desempeñaba como Asesor del Presidente de PDVSA. Sus
publicaciones incluyen: “Die Ölfrage” [La cuestión petrolera] (1983: Institut für Internationale
Agelegenheiten der Universität Hamburg, Nomos Verlagsgesellschaft Baden-Baden); “El
petróleo en el pensamiento económico venezolano–Un ensayo (Co-autor Asdrúbal Baptista,
prólogo de Arturo Uslar Pietri. Ediciones IESA, Caracas, 1987); y “The New Governance of
Venezuelan Oil” [El Nuevo Gobierno del Petróleo Venezolano] (1998: Oxford Institute for Energy
Studies), “Global Oil and the Nation State” [Petróleo global y estado nacional] (publicado por
Oxford University Press, a nombre del Oxford Institute for Energy Studies, en 2002). En 2004, el
Ministerio de Energía y Petróleo publicó su libro “El Mito de la Orimulsión®”. En 2005 fue
nombrado Director de PDVSA y Viceministro de Hidrocarburos.
Carlos Martínez Mendoza, Director de PDVSA
Carlos Martínez Mendoza es General del Ejército venezolano; Licenciado en Ciencias y Artes
Militares, egresado de la Academia Militar de Venezuela en 1975, como miembro integrante de
25
la Promoción “Simón Bolívar II”. Pertenece a la rama de infantería del ejército venezolano.
Además realizó estudios de Comando y Estado Mayor en la “Escuela Superior de Guerra del
Ejército” en Argentina en el año 1990. Tiene una Maestría en Seguridad y Defensa Nacional.
Cursó estudios de postgrado en Planificación Estratégica y Administración; así como en
Gerencia de Recursos para la Defensa en el Centro de Estudios Hemisféricos para la Defensa
(EE.UU.). Ha ocupado posiciones complementarias a su rango militar; Secretario del Consejo
de Defensa de la Nación y Director del Despacho de la Presidencia de Venezuela. Actualmente
también ejerce la presidencia de la Corporación de Desarrollo de la Región Zuliana (Corpozulia)
y Carbozulia. Es Vicepresidente del Banco de Inversión de Venezuela Sofioccidente. En el año
2005, fue nombrado Director externo de PDVSA.
c. Comité de Auditoría
El Comité de Auditoría de PDVSA asiste a la Junta Directiva en el cumplimiento de sus
responsabilidades, en cuanto a vigilar la calidad y suficiencia del Sistema de Control Interno de
los negocios nacionales e internacionales de la Corporación. El Comité cumple su función
básica a través del conocimiento, evaluación y seguimiento de la información sobre los
resultados de las auditorias internas y externas, en relación con la calidad y adecuación de la
información financiera corporativa.
Para poder cumplir apropiadamente con las responsabilidades asignadas por la Junta Directiva
de PDVSA, el Comité de Auditoría tiene la autoridad para ordenar la investigación de cualquier
materia relacionada con su ámbito de competencia. El Comité de Auditoría podrá usar los
servicios de la Dirección de Auditoría Interna Corporativa, de los auditores externos, de
consultores independientes, o de otros recursos internos o externos para adelantar los estudios
o investigaciones requeridas.
Los miembros del Comité de Auditoría y su secretario son designados por la Junta Directiva de
PDVSA. La Presidencia del Comité es ejercida por el Presidente de PDVSA, quien es
responsable por la dirección, orientación y jerarquización de los asuntos que trata el Comité. El
Director de Auditoría Fiscal y el Comisario Principal de PDVSA son invitados permanentes a las
reuniones del Comité de Auditoría.
Actividades y responsabilidades:
•
•
•
•
•
Vigilar la calidad y suficiencia del sistema de control interno en los negocios nacionales
e internacionales de PDVSA.
Recomendar a la Junta Directiva los cursos de acción sobre las áreas de mayor
atención en la materia de competencia del Comité de Auditoría.
Aprobar políticas y normas de auditoría interna en la Corporación.
Asegurar en la empresa la preservación de la independencia y objetividad de la función
de Auditoría Interna Corporativa.
Revisar con el Auditor Externo Principal su opinión sobre los estados financieros de la
empresa, sobre la calidad del sistema de control interno, las áreas de mayor riesgo y la
integridad de los informes financieros y de gestión.
d. Control Interno
PDVSA cumpliendo con su objeto social bajo la administración y atribuciones de su Junta
Directiva, según sus estatutos, ejecutó sus operaciones en el año 2007, estableciendo y
manteniendo un adecuado control, supervisión de las actividades de PDVSA y sus filiales con
base a conceptos y principios generalmente aceptados, en concordancia a las leyes y normas
26
aplicables, en especial la Ley Orgánica de Contraloría General de la República y otras leyes
asociadas.
En este sentido, se destaca que el Sistema de Control Interno incorporado en la infraestructura
funcional de PDVSA, está conformado por entes u organizaciones validadoras y evaluadoras
internas y externas (MENPET, Comisario, Auditores Externos y Contraloría General de la
República Bolivariana de Venezuela). Internamente está constituido por un conjunto de
políticas, normas y procedimientos, formalmente dictadas y orientadas al funcionamiento
coordinado de este proceso, reforzada mediante una mayor participación de las direcciones,
gerencias, organizaciones corporativas, y sus interrelaciones con los entes que conforman el
Sistema de Control Interno de PDVSA, como son, los comités delegados auxiliares de la Junta
Directiva de PDVSA, tales como: Comité de (Operaciones EyP, Refinación, Gas, Faja
Petrolífera del Orinoco y Empresas Mixtas, de Planificación, Proyectos y Negocios, de Auditoria,
Finanzas, de Recursos Humanos, de Desarrollo Social, de Donaciones y Liberalidades y
Comisiones de Licitaciones), las organizaciones de Auditoria Interna, Auditoria Fiscal,
Prevención y Control de Pérdidas, Recursos Humanos, Finanzas, Ambiente e Higiene
Ocupacional, Seguridad Industrial, y personal en general de PDVSA.
La sinergia entre los entes validadores favoreció la mejora del proceso de Control Interno
Corporativo y el logro razonable de los objetivos de negocio, principalmente a través de la
protección del patrimonio, la eficiencia y eficacia de las operaciones, confiabilidad de la
data/información relacionada con las operaciones financieras efectuadas, las cuales se reflejan
en la elaboración y publicación de sus estados financieros.
Adicionalmente, en función del dinamismo operacional, con base en la nueva responsabilidad
social, y en el marco político de Plena Soberanía Petrolera, PDVSA actualmente avanza en el
Proyecto de Mejoramiento del Sistema de Control Interno (MSCI) que tiene como objetivo
maximizar la transparencia y eficiencia en los controles internos asociados a los procesos
financieros y administrativos de mayor impacto en los estados financieros consolidados de la
corporación, considerando:
•
Fortalecer el Sistema de Control Interno para asegurar en forma razonable la exactitud
de la información utilizada en la elaboración de los estados financieros, mediante la
documentación y evaluación de los riesgos y controles de los procesos claves
relacionados.
•
Promover la implantación de procedimientos y soluciones, para remediar las brechas de
control y mitigar los riesgos críticos asociados con la información de los procesos de
negocio, que permitan mejorar la confiabilidad de los reportes financieros.
•
Evaluar la efectividad operacional en los controles internos y beneficiar a la
Corporación.
•
Afianzar la imagen como corporación generadora de información financiera confiable.
•
Generar una base de procesos sólidos en términos de control interno fortaleciendo la
segregación de funciones.
•
Disponibilidad de un ambiente compartido con esquema de procesos diagramados,
mapas y matrices de riesgos que incluyen controles identificados y validados con los
dueños de procesos.
•
Formación de personal propio en metodología de análisis y evaluaciones de riesgos y
controles.
27
•
Facilitar el adiestramiento del nuevo personal.
4. Recursos Humanos
Para el 31 de diciembre de 2007, la cantidad acumulada pagada por PDVSA como
compensación a sus directores de la junta directiva por los servicios prestados fue
aproximadamente 2,5 MILLONES DE DÓLARES.
A continuación se detalla el número de empleados de PDVSA en los últimos seis (6) años:
Tabla Número de Empleados
2007
2006
2005
2004
2003
2002
Venezuela
Exterior
Total Empleados
56.769
5.140
61.909
47.433
5.383
52.816
43.807
5.373
49.180
33.281
5.238
38.519
28.841
5.157
33.998
40.133
5.550
45.683
Contratistas
15.383
15.290
10.498
25.930
38.998
22.967
Para el año 2007 el incremento de personal obedeció principalmente al impulso del Plan
Siembra Petrolera.
En octubre de 2007 se firmó el Contrato Colectivo de Trabajadores Petroleros 2007 – 2009
abarcando aproximadamente 67.900 trabajadores que incluye al personal de las actuales
Empresas Mixtas, antiguos Convenios Operativos. En este sentido, es de resaltar que la
negociación y firma de este Contrato Colectivo se realizó con la Federación Unitaria de
Trabajadores del Petróleo, del Gas, sus similares y derivados de Venezuela (FUTPV), la cual
engloba la mayoría de los sindicatos haciendo justicia social a los trabajadores amparados por
el Contrato Colectivo y Petrolero. Con este contrato se logra, además de mantener la paz
laboral, mejoras substanciales en los beneficios sociales de los trabajadores, permitiendo el
inicio de la unificación de los sindicatos en una Federación Única de Trabajadores Petroleros, y
mejoras en las condiciones del personal jubilado.
Buscando la democratización en la contratación del recurso humano se desarrolló la solución
automatizada llamada Sistema de Democratización de Oportunidades de Empleo (DOSE)
www.dose.gob.ve, en el cual se han registrado al cierre del 2007, aproximadamente 45.000
aspirantes entre profesionales y técnicos.
Se coordinó el proceso de ingreso en el Plan Especial de Nacionalización de Taladros, logrando
el ingreso de 1.700 trabajadores. Adicionalmente, ingresaron 1.648 trabajadores mayores de 45
años de edad.
Asimismo, se eliminaron las contrataciones de servicios de personal a través de terceros, figura
jurídica que representaba una usurpación de la contratación de la labor directa por parte de
PDVSA. En este sentido, se suspendieron las contrataciones por honorarios profesionales.
Se le prestó apoyo a las Empresas Mixtas de la Faja Petrolífera del Orinoco en la carga masiva
de 4.980 trabajadores en el Sistema de Información y Control de Contratistas (SICC).
Con el fin de afianzar el conocimiento y cierre de brecha en las áreas medulares de la
Corporación, se firmaron convenios académicos con las siguientes universidades: Universidad
Marítima del Caribe, Universidad Bolivariana de Venezuela, Universidad Nacional Experimental
28
de las Fuerzas Armadas (UNEFA) y Universidad Simón Rodríguez. Así como también, acuerdo
de cooperación con la empresa Petroleum Corporation of Jamaica, y contratación de servicios
profesionales con la Universidad West Indies de Jamaica y Barbados para el desarrollo de
programas de inglés para los trabajadores de PDVSA.
En los centros de producción, PDVSA incorporó a 928 aprendices del Instituto Nacional de
Cooperación Educativa (INCE), 4.439 pasantes y tesistas; y se otorgaron 73 becas de
formación profesional (cuarto y quinto nivel) en el exterior.
Se asesoró y coordinó en el diseño de la estructura organizacional y nuevos procesos de la
Corporación Eléctrica Nacional, S.A, conjuntamente con CADAFE, ELECTRICIDAD DE
CARACAS, ELEVAL, ENELVEN, ENELBAR, EDELCA, ENELCO, SENECA y PROCEDATOS,
cumpliendo así con el decreto de reorganización del sector eléctrico nacional, emanado de la
Presidencia de la República, signado con el N° 5.330, de fecha 31 de julio de 2007.
Por otra parte, se asesoró y coordinó en el diseño de las nuevas filiales como PDVSA América,
PDVSA Gas Comunal, PDVSA Agrícola, PDVSA Servicios, PDVSA Industrial, PDVSA
Ingeniería y Construcción, las cuales contribuirán al fortalecimiento de las relaciones entre el
Estado y los consejos comunales para conformar las redes sociales de producción, a través de
la promoción de las Empresas de Producción Social (EPS) y Empresas Mixtas como formas de
asociación idóneas para el desarrollo productivo de Venezuela.
Recursos Humanos / Salud
Se recuperó el Hospital Coromoto en Maracaibo, estado Zulia, y se abrieron 35 clínicas
industriales y 3 hospitales de PDVSA a nivel nacional para el uso de las comunidades,
contribuyendo así a la integración con las comunidades.
Se llevaron a cabo convenios para el fortalecimiento del Sistema del Plan Nacional de Salud
con el objeto de ampliar el espectro y áreas especializadas de atención médica, disminuyendo
los costos de inversión en el marco de los acuerdos y convenios con gobiernos e instituciones
amigas tales como: Hospital Militar, para la atención de pacientes en áreas especializadas;
Fuerza Aérea Venezolana, para traslado de pacientes críticos en aeroambulancia; Hospital
Universitario de Caracas y Fundación Otológica de Venezuela, para el manejo del programa de
Implantes Cocleares; Hospital Italiano en Argentina y Hospital de Niños de Caracas JMR, para
la atención de niños y niñas con menos de 25kg de peso, con indicación de trasplante hepático;
Fundación para Transplante de Medula Ósea Maracaibo, con diferentes Hospitales en Italia,
Cuba y Venezuela, para la adquisición y asesoría en el manejo y uso de medicamentos y
equipos médicos.
Se fortalecieron los programas de infraestructuras y equipamiento en salud en las regiones de
occidente y oriente, con el objeto de brindar una mejor atención en el área de la salud e
incrementando la atención médica en los centros de salud propios de PDVSA e incorporando a
las comunidades al beneficio que brinda la industria.
En coordinación con el MENPET se logró alcanzar la cifra de 28.800 niños atendidos por
programas recreativos, planes vacacionales y deportivos, reduciendo los costos asociados al
hacerlos por esta vía.
Se incorporaron 15.505 personas entre niños, trabajadores y miembros de la comunidad en las
diversas actividades recreativas, deportivas y culturales a nivel nacional, contribuyendo así a
elevar el desarrollo físico, mental y espiritual del pueblo venezolano.
29
III.Plan Estratégico
El 18 de agosto de 2005 se presentó al país el Plan Siembra Petrolera (PSP) el cual está
alineado con la política petrolera definida por el Estado. En este Plan se establecen las
directrices de la política petrolera hasta el 2030, las cuales se indican a continuación:
•
•
•
•
Apalancar el desarrollo socioeconómico nacional con la finalidad de construir un nuevo
modelo de desarrollo económico más justo, equilibrado y sustentable para combatir la
pobreza y la exclusión social.
Impulsar el proceso de integración energética de América Latina y el Caribe.
Servir de instrumento geopolítico para propiciar la creación de un sistema pluripolar que
beneficie a los países en vías de desarrollo, y a su vez, constituya un contrapeso al sistema
unipolar actual.
Defender la cohesión y articulación de la política petrolera de la OPEP.
Dentro de este contexto, y en el marco de los lineamientos del Ministerio del Poder Popular
para la Energía y Petróleo, se inscribe la estrategia general de la empresa: buscar la máxima
valorización de los recursos naturales no renovables y agotables mediante la obtención de
precios justos y razonables en beneficio del pueblo soberano, con una distribución justa,
eficiente y equilibrada de la riqueza petrolera para contribuir a la erradicación de la pobreza y la
exclusión social. En línea con esta estrategia, PDVSA cuenta con las siguientes iniciativas:
•
•
•
•
•
•
Búsqueda y desarrollo de crudos livianos y medianos.
Desarrollo integral de la Faja Petrolífera del Orinoco.
Aceleración de la explotación del gas natural en tierra y Costa Afuera.
Integración del sistema de refinación nacional e internacional.
Creación de los distritos sociales, fomento de Empresas de Producción Social (EPS) y
desarrollo de núcleos de desarrollo endógeno.
Apalancamiento de la política social del Estado y aporte al Fondo de Desarrollo Económico y
Social (FONDEN).
En el ámbito geopolítico y de comercio internacional, la estrategia internacional de PDVSA
contempla:
•
•
•
•
•
Mantener la presencia en los mercados energéticos tradicionales.
Diversificar los mercados mediante la penetración de mercados emergentes como China e
India; así como también, buscar un posicionamiento de mercado en Europa y Asia, bajo un
criterio de permanencia en contraste con ser un proveedor puntual o esporádico.
Fortalecer los lazos de cooperación energética, económica y técnica con países del Medio
Oriente y Europa Oriental, bajo los principios de solidaridad, justicia y complementariedad.
Ser brazo ejecutor de la estrategia geopolítica de integración energética de Latinoamérica y
el Caribe.
Contribuir, a través del Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo, al
apuntalamiento de la OPEP como organización soberana que persigue el logro de la
estabilidad del mercado petrolero internacional y la remuneración justa por sus recursos.
A través del Plan Siembra Petrolera, PDVSA proyecta su visión del desarrollo integral del país,
persigue fortalecer las capacidades, potenciar la soberanía tecnológica e impulsar nuestro
sector industrial. Paralelamente se plantea apoyar la desconcentración poblacional y dinamizar
tanto la economía nacional como la local en las zonas donde se desarrollan los proyectos, con
miras a construir un orden socioeconómico más justo y equilibrado.
Es importante señalar que, desde el anuncio del PSP 2006 - 2012, en agosto del año 2005 por
parte del Presidente de la República, han venido sucediendo cambios en el entorno nacional,
30
regional e internacional. La demanda de energía sigue en aumento, especialmente en los
países en desarrollo del sureste asiático, los precios del crudo marcador WTI han superado la
barrera de los 100 dólares por barril con expectativas de que continúen con esa tendencia;
además, han surgido nuevos proyectos en el marco de la integración energética regional y han
variado algunas premisas sociales, operacionales y financieras.
Asimismo, durante estos dos últimos años, han surgido un sin número de experiencias y
lecciones aprendidas, que muestran la necesidad de ajustar el PSP a las nuevas realidades.
En ese sentido y considerando que la naturaleza de los proyectos del sector energético son de
largo plazo, la Junta Directiva de Petróleos de Venezuela, S.A. ha decidido revisar y ajustar los
pronósticos de demanda y precio del crudo, revisar la cartera de proyectos del Plan, y
jerarquizar la cartera de proyectos considerando la demanda y oferta de recursos técnicos,
financieros y de personal.
Por lo tanto, el nuevo Plan Siembra Petrolera está en elaboración y el mismo será anunciado
oportunamente durante el año 2008. Adicionalmente, la Junta Directiva de Petróleos de
Venezuela, S.A. decidió la concepción de un Plan Operativo de PDVSA y la creación de un
Comité de Volumetría, que permitan el monitoreo y control de los proyectos y actividades
necesarias para asegurar el cumplimiento de las metas establecidas en el Plan.
1. Ejes del Plan Siembra Petrolera
En la conceptualización y formulación del Plan Siembra Petrolera se establecieron siete (7) ejes
de desarrollo petrolero y gasífero nacional, en los cuales están contenidos los principales
proyectos del plan.
a. Certificación de la Faja Petrolífera del Orinoco (Proyecto Magna Reserva)
De acuerdo con el Oficio Nº 1.036 de junio de 2005, el Ministerio del Poder Popular para la
Energía y Petróleo asignó a CVP el Proyecto Magna Reserva para cuantificar y certificar las
reservas de la Faja Petrolífera del Orinoco. El lineamiento estratégico establecido, persigue el
propósito de convertir a la Faja Petrolífera del Orinoco en un eje impulsor del desarrollo
económico, social, industrial, tecnológico y sustentable del país, mediante la valorización y
desarrollo óptimo de sus recursos de hidrocarburos, dentro del marco legal vigente y el plan de
desarrollo de la nación.
Para acometer la cuantificación y certificación de las reservas, se dividió la Faja Petrolífera del
Orinoco en cuatro grandes áreas: Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo; y éstas, a su vez, en
veintiocho (28) bloques (excluyendo el área de las Empresas Mixtas, antiguas asociaciones, y
Bitor-Sinovensa), de los cuales, dieciséis (16) bloques serán cuantificados y certificados en un
esfuerzo compartido entre CVP y dieciocho (18) empresas estatales y privadas de quince (15)
países distintos, que han suscrito acuerdos de entendimiento con PDVSA para dicho propósito.
Se plantea llegar a certificar al menos 235 MMMBls de crudo pesado.
31
Es importante señalar que el Petróleo Original en Sitio (POES) cuantificado en la Faja
Petrolífera del Orinoco, alcanza un volumen de 1.360 MMMBls de crudo de los cuales, el país
sólo reportaba 40 MMMBls como reservas probadas que representa escasamente 3%. El
objetivo del Proyecto Magna Reserva, que lleva a cabo CVP, es lograr cuantificar y oficializar al
menos 17% del POES como reservas probadas, basado en la revisión integral de toda el área
de la Faja Petrolífera del Orinoco y de la aplicación de tecnologías de punta que mejoren el
factor de recobro.
Desde que comenzó el proyecto en el año 2005, hasta el cierre del año 2007, se han
cuantificado y oficializado por el MENPET 20 MMMBls de crudo pesado de los 235 MMMBls
que considera el proyecto; es decir, hasta el año 2007 se ha alcanzado más de un 9% de la
meta total, que se estima alcanzar a finales del año 2009.
b. Expansión de Proyectos de la Faja Petrolífera del Orinoco
Consiste en el desarrollo integral de la región norte del Orinoco en forma armónica con la
infraestructura social para contribuir a la desconcentración del territorio nacional. La Faja
Petrolífera del Orinoco una vez cuantificada y certificada sus reservas, se convertirá en el eje
impulsor de desarrollo sustentable desde el punto de vista social, industrial, económico y
tecnológico del país. Para hacer realidad este objetivo el Estado ejecutará un plan maestro de
desarrollo sustentable que prevea el estímulo de proyectos no asociados a la producción de
hidrocarburos. El plan considera el desarrollo de tres módulos para la producción de 615 MBD
de crudo mejorado con la participación de terceros y además se construirán dos (2) ciudades
alrededor del complejo de procesamiento de crudos pesados para fomentar el proceso de
desconcentración poblacional. Se espera así dinamizar la economía de la región, generar
empleo y contribuir a la desconcentración poblacional del país en la zona norte-costera. De
esta manera, la Faja Petrolífera del Orinoco se convertirá en eje impulsor de desarrollo
endógeno.
c. Producción en Áreas Tradicionales
Comprende el conjunto de proyectos en materia de exploración y producción requeridos para
incrementar la producción hasta 5,8 MMBD para el año 2012, siguiendo la política de
conservación de yacimientos emanadas por el Ministerio del Poder Popular para la Energía y
Petróleo, el desarrollo de planes para el reemplazo de reservas y las inversiones para aumentar
los factores de recobro comprende las técnicas de gerencia de yacimientos, optimización de
infraestructura y desarrollo armónico con el sector industrial y el ambiente.
32
Adicionalmente, y en línea con la estrategia para el desarrollo de los crudos de la Faja
Petrolífera del Orinoco, se considera la incorporación de reservas de 1.495 MMBLs de crudos
condensados, livianos y medianos durante el período 2008-2012.
d. Desarrollo de Gas Costa Afuera
Persigue como objetivo el desarrollo industrial integral de los yacimientos de gas Costa Afuera
en el oriente del país (Plataforma Deltana, con una producción planificada de 1.470 MMPCD y
Mariscal Sucre con 1.200 MMPCD) y en el occidente (Rafael Urdaneta, con una producción
esperada de 1.000 MMPCD). Con estos proyectos se persigue balancear la matriz energética
venezolana e impulsar la integración energética regional, que incluye el suministro de gas a los
países de Latinoamérica, del Caribe y la Cuenca Atlántica, así como también el
aprovechamiento del potencial industrial de la región.
Para el tratamiento y acondicionamiento de este gas de Costa Afuera está en progreso la
construcción del Complejo Industrial Gran Mariscal de Ayacucho (CIGMA) ubicado en el Estado
Sucre, que contempla una planta petroquímica, áreas de almacenamiento, muelles y
terminales, plantas de licuefacción de gas, así como también un parque industrial.
e. Aumentos y Mejoras en Refinación
En este eje se busca incrementar la capacidad de procesamiento de crudo venezolano en el
país, mediante la creación de nuevos centros de refinación: Cabruta, con capacidad de 400
MBD; Refinería Zulia, con 200 MBD; Batalla de Santa Inés, con 50 MBD; y Caripito con 50 MBD
para producción de asfalto. Además, se busca potenciar y optimizar los procesos de las
plantas existentes (Centro de Refinación Paraguaná, Puerto La Cruz y El Palito) para aumentar
el procesamiento de residuales y obtener mayores destilados medios.
Se aspira que estas nuevas capacidades de refinación apalanquen el desarrollo endógeno en
las comunidades donde operan y propicien el establecimiento de sinergias con otros países, en
los ámbitos energético y socioeconómico.
Este plan de expansión y optimización de refinación se integrará con proyectos agroenergéticos
para la producción de etanol como aditivo de la gasolina, impactando de manera importante la
ocupación del campo y contribuyendo a la consolidación territorial.
A escala internacional, se inicio la operación de la reactivación de la Refinería Cienfuegos, en
Cuba; la fase de ingeniería básica de la Refinería Pernambuco, en Brasil y la ingeniería básica
de la Refinería Kingston en Jamaica. Por otra parte, se hicieron los estudios de previsualización para una posible Refinería en Nicaragua. Adicionalmente, se estudia la posibilidad
de una (1) Refinería en Ecuador, una (1) en Siria, una (1) en Vietnam y tres (3) en China.
f.
Comercialización de Crudos y Productos
Está orientado a garantizar la seguridad y confiabilidad energética nacional y fortalecer la
política petrolera internacional bajo un enfoque soberano, sobre el recurso petrolero, al
defenderlo y usarlo como instrumento de geopolítica para impulsar la pluripolaridad, la
integración energética regional de América Latina y el Caribe, y la diversificación de mercados;
todo esto sin abandonar el abastecimiento de los mercados tradicionales. Para el año 2012, se
espera una disponibilidad de crudo para exportación de 3.368 MBD y para refinación 1.847
MBD, para un total de suministro de crudos de 5.215 MBD. Con la producción de las Empresas
Mixtas de los ex-convenios de asociación existentes en la Faja Petrolífera del Orinoco de 622
MBD, el suministro nacional de crudo asciende a los 5.837 MBD.
33
g. Desarrollo de Infraestructura
Tiene como objetivo crear las condiciones para ampliar la capacidad de recolección,
almacenamiento y transporte de hidrocarburos a lo largo y ancho de todo el territorio nacional,
facilitar la integración regional a través de gasoductos con el Sur, los Andes y el Caribe, y
sustituir la infraestructura obsoleta. Adicionalmente, el proyecto contempla el desarrollo de una
red de gasificación domiciliaria a fin de garantizar recursos energéticos para el consumo de
toda nuestra población. La ampliación de esta infraestructura permitirá una mayor flexibilidad
para manejar la expansión de la volumetría prevista en el plan, en términos de crudo, productos
y gas natural.
2. Estrategia del Negocio
De conformidad con esta orientación estratégica, direccionada a través de los ejes de
desarrollo, el Plan Siembra Petrolera contempla los siguientes objetivos de negocio:
•
•
•
•
Incrementar la capacidad de producción hasta 5,8 MMBD para el año 2012, de los
cuales 4 MMBD corresponderán a gestión directa; 460 MBD a Empresas Mixtas; 622
MBD a Empresas Mixtas de los ex-convenios de asociación de la Faja Petrolifera del
Orinoco existentes; 121 MBD a Empresas Mixtas de los ex-esquemas de ganancias
compartidas y 615 MBD bajo nuevas Empresas Mixtas en la Faja Petrolífera del
Orinoco.
Elevar la capacidad instalada de refinación hasta 4,1 MMBD.
Exportar un volumen de crudos y productos de 4,7 MMBD.
Aumentar la producción de gas natural a 11.500 MMPCD.
Con la finalidad de alcanzar estos objetivos, las estrategias en cada uno de los negocios
principales incluyen lo siguiente:
Exploración, producción y mejoramiento
• Incorporar las reservas de crudo liviano y mediano.
• Aumentar el factor total de recobro.
• Continuar el desarrollo de los proyectos de crudo extrapesado de la Faja Petrolífera del
Orinoco.
• Apalancar la tecnología existente para maximizar el retorno de la inversión.
Refinación y mercadeo
• Asegurar el mejoramiento de productos y cumplimiento de normas ambientales en
Venezuela y en el exterior.
• Expandir y diversificar nuestros mercados en América Latina, el Caribe, Asia y Europa.
• Mejorar la eficiencia de nuestros procesos de refinación y actividades de mercadeo.
• Evaluar oportunidades para el desarrollo de productos petroquímicos en nuestras
refinerías y proveer a PEQUIVEN, de manera oportuna, de materias de base y otras
materias primas para el desarrollo petroquímico del país.
Gas natural
• Promocionar activamente la participación nacional e internacional del sector privado en
la exploración, explotación y procesamiento de reservas de gas no asociado tanto en el
interior como en el exterior.
• Mejorar los procesos de distribución con la finalidad de aumentar la cobertura del
mercado doméstico nacional e internacional.
• Asegurar nuestra participación en los mercados de líquido del gas natural (LGN).
34
La ejecución del Plan Corporativo de PDVSA incluye las siguientes iniciativas:
a. Desembolsos por Inversiones
Desarrollando estas estrategias de negocios, PDVSA estima que su plan de negocios
necesitará, en todo el periodo 2007-2012, aproximadamente 78.116 MILLONES DE DÓLARES
para alcanzar una producción sostenible de 5,8 MMBD para el 2012. PDVSA espera proveer
cerca de 75% de los fondos requeridos para este plan, y 25% por medio de inversiones de
terceros. La siguiente tabla muestra un sumario de los inversiones de capital real enerodiciembre de 2007 y el estimado para el resto del periodo 2008-2012.
Tabla Desembolsos por inversiones expresado en MILLONES DE DÓLARES
Desembolso por inversiones (Expresado en MMUS$
2008
2009
2010
2007 (1)
199
323
505
413
Exploración
4.610
4.102
2.387
2.400
Producción
462
1.154
527
467
Empresas Mixtas (Ex convenios)
Empresas Mixtas (Ex asociaciones)
219
1.253
309
388
Nuevas Empresas Mixtas Faja
68
1.576
4.533
Empresas Mixtas (Ganancias Compartidas)
198
336
174
369
Gas
263
3.910
2.197
2.534
Refinación
1.122
2.276
3.733
3.834
Comercio y Suministro
73
117
2.249 (3)
Apoyo y Gestíon (Incluye PDVSA Agrícola)
3.933 (2)
11.006
15.671
11.481 15.055
Total
2011
284
2.485
361
320
3.542
380
2.201
3.290
126
12.989
2012
24
998
253
695
6.493
133
2.176
1.094
48
11.914
Total
1.748
16.982
3.224
3.184
16.212
1.590
13.281
15.349
364
6.182
78.116
(1) cifras reales al 31 de diciembre 2007
(2) incluye adquisición de Empresas Eléctricas e inversiones en Proyectos Eléctricos y PDV Marina, entre otros
(3) incluye inversiones en PDVSA América, PDV Naval, entre otros
PDVSA sigue comprometida con mantener altos estándares de seguridad y salud en el
desarrollo de todas sus operaciones. Para alcanzar una integración de tecnología de negocios,
efectiva y a tiempo, dentro de sus actividades operacionales, PDVSA se orienta en el desarrollo
de una ventaja competitiva sostenible. Continuamente se dota al personal con entrenamiento de
calidad. Además, el plan de negocios se esfuerza en asistir en el fortalecimiento de la economía
nacional y contribuir con los programas sociales: educación, salud y creación de trabajos.
b. Exploración, Producción y Mejoramiento de Crudos
Las estrategias de exploración y producción se enfocan hacia el aumento de los esfuerzos en la
búsqueda de nuevas reservas de crudo liviano y mediano, y el reemplazo sistemático de estas
reservas en áreas tradicionales, para desarrollar nuevas áreas de producción, siempre
ajustando las actividades de producción de acuerdo con las demandas del mercado, y con los
acuerdos alcanzados entre los miembros de la OPEP y otros países productores de petróleo.
Con esta finalidad se planean adquirir 8.034 Km de líneas sísmicas 2D; 17.736 Km2 de líneas
sísmicas 3D; y se perforarán aproximadamente 102 pozos de exploración.
PDVSA perforará unos 6.590 pozos de producción y ejecutará el mantenimiento (Ra / Rc) en
8.117 pozos entre otras actividades, a fin de alcanzar una capacidad de producción de 5,8
MMBD para el año 2012. PDVSA también se esforzará en mantener los costos de producción
competitivos utilizando tecnología de punta.
35
c. Refinación
La estrategia de refinación se enfoca en la expansión de la capacidad y en el mejoramiento de
la eficiencia de las operaciones aguas abajo. En Venezuela se construirán cuatro nuevas
refinerías: Cabruta (400 MBD), Batalla de Santa Inés (50 MBD), Zulia (200 MBD) y Caripito (50
MBD); igualmente se agregará capacidad de conversión profunda a las refinerías de Puerto La
Cruz, Centro de Refinanción Paraguaná (Amuay y Cardón) y El Palito, con el fin de aumentar la
eficiencia del procesamiento de crudo pesado. En las refinerías ubicadas en los EE.UU.,
Europa y el Caribe, se invertirá con el fin de cumplir con los estándares de calidad estipulados
por esos mercados. En adición, se invertirá en las refinerías de Kingston-Jamaica, CienfuegosCuba y en una nueva refinería con Petrobrás en el norte de Brasil. El propósito es alcanzar
márgenes más altos de productos de petróleo refinados. Se mantendrán todos los estándares
de calidad ambientales aplicables.
d. Comercio y Suministro
Mercadeo Internacional. PDVSA planea continuar expandiendo sus operaciones de mercadeo
internacional para incrementar su participación en el mercado de crudo y productos, para
aumentar el reconocimiento de su marca. Se busca diversificar su portafolio de clientes
participando en nuevos mercados como China, India y Japon. PDVSA expandirá sus
operaciones en el Caribe y en América del Sur a través de la iniciativa PDVSA América, la cual
incluye las iniciativas de Petrosur, Petrocaribe y Petroandina, a fin de promover la integración
regional y la distribución justa de la energía entre las naciones de América Latina. PDVSA se
enfoca en mantener su posición en el mercado de los EE.UU, a través del uso más eficiente del
sistema de distribución de CITGO. Con el fin de mejorar su logística y la capacidad de
transporte marítimo, PDVSA construirá 42 tanqueros a través de acuerdos estratégicos con
Argentina, Brasil, China y España. Esto aumentará el número de barcos de 21 a 58, propiedad
de la filial PDV Marina y serán operados por dicha filial. Esta flota, permitirá aumentar el
volumen de transporte a 2.100 MBD en el 2012.
Mercado Interno. PDVSA continuará promoviendo en Venezuela el suministro confiable de sus
productos y el uso de gasolina sin plomo, cuyo proceso comenzó en el cuarto trimestre de
1999, para mejorar la posición competitiva de la red de estaciones de servicio, centros de
lubricación y grandes tiendas. Asimismo continuar con el desarrollo de su red comercial a
través de relaciones de negocios y otras asociaciones que logren aumentar el suministro del
producto a los aeropuertos de mucho tráfico. Se está desarrollando, igualmente, un proyecto
para la producción de etanol para el mejoramiento del octanaje en la producción de gasolina.
Con el uso de etanol, PDVSA tendrá productos más inocuos para el medio ambiente, al mismo
tiempo que promueve el desarrollo agrícola y social en áreas rurales, porque el etanol es
producido por materias primas agrícolas: caña de azúcar, maíz y yuca.
e. Gas Natural
El desarrollo del negocio del gas es una de las principales metas. Las actividades se
enfocarán, principalmente, en el cumplimiento de la creciente demanda interna de gas para
fomentar el desarrollo nacional y un estándar de vida más alto. PDVSA planea enfocarse en la
creación de oportunidades de inversión atractivas al sector privado en la producción de gas no
asociado. Se expandirá el sistema de transmisión y distribución, extracción de líquidos del gas
natural (LGN), capacidad de procesamiento y fraccionamiento, y desarrollo de nuevas
operaciones para exportación de gas, incluyendo la exportación de LGN. Se planea operar la
mayoría de los campos existentes de producción de gas natural asociado, actualmente
asignados a PDVSA por el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo. Se
continuará la exploración y desarrollo de reservas de gas no asociado con el soporte de los
inversionistas privados. Se espera dar impulso a las actividades relacionadas al negocio de gas
utilizando el sistema existente para transmisión y distribución de gas.
PDVSA está
36
comprometida en el desarrollo de una gran red de distribución de gas en diferentes ciudades
del país, para proveer gas natural a residencias, comercios e industrias. Se anticipa que el
desarrollo del negocio de gas requerirá, aproximadamente, 13 mil MILLONES DE DÓLARES
de capital desde el año 2007 hasta 2012. Se espera que tales desembolsos de capital sean
obtenidos no sólo a través de PDVSA, sino también de socios en el sector privado.
f.
Empresas de Producción Social
El Programa de Empresas de Producción Social (EPS) de PDVSA, aprobado por la Junta
Directiva de la Corporación en octubre de 2005, ha visto materializar sus resultados en el año
2007, por cuanto la aplicación de sus elementos requirieron de la conformación de
organizaciones, de una campaña divulgativa y de implantación del referido programa, tanto a
nivel de los negocios como de las empresas contratistas.
Los elementos del programa de EPS incluyen el aporte de las contratistas de PDVSA a un
Fondo Social, este aporte se descuenta de la facturación, según porcentajes establecidos de
acuerdo con el monto total contratado. El fondo está dirigido a remediar necesidades de las
comunidades. Un segundo aspecto cuantitativo del programa, está representado por la
denominada oferta social, que debe ser consignada en los procesos de contratación y que
igualmente está valuada en función del monto contratado, en una escala comprendida entre 2%
y un máximo de 5 % del total. Otros elementos del programa están representados en el
acompañamiento a las EPS por parte de las Empresas Promotoras, que son todas aquellas que
hayan suscrito el programa, mediante su debida inscripción en el sistema de Registro de
Empresas de Producción Social (REPS) de PDVSA. Otro elemento, es la constitución de
consorcios y alianzas con las EPS para migrar conocimientos y destrezas de las empresas
músculo hacia el nuevo modelo productivo. En este sentido, se creó un Fondo de
Financiamiento dirigido a apalancar el fortalecimiento de las EPS. Finalmente, el programa
incluye la creación y apoyo de Unidades de Producción Comunitarias (UPC).
Adicionalmente, el Programa de Empresas de Producción Social incluye la creación de
entidades, en la línea de los procesos medulares del sector de los hidrocarburos en Venezuela,
actividad que representa un centro importante de atención del esfuerzo a desplegar, en función
de la creación de un nuevo modelo socio productivo en Venezuela.
Operaciones de nuevas filiales de PDVSA
Durante el segundo semestre 2007 se crearon cuatro (4) nuevas filiales y se tiene previsto crear
tres (3) adicionales, con el fin de convertir a PDVSA en un dinamizador del desarrollo industrial
y agrícola en sectores conexos directamente con la industria petrolera y en otras áreas
complementarias para el desarrollo de la nación.
Las filiales de PDVSA serán herramientas valiosas para que el Estado genere los espacios
necesarios que equilibren el mercado nacional.
•
PDVSA Servicios: se logrará importantes ahorros en el área de servicios de PDVSA
como sísmica, pozos y taladros.
•
PDVSA Agrícola: utilizará las tierras de PDVSA para cosechar alimentos. Se dio inició a
programa de siembra soya y caña de azúcar.
•
PDVSA Industrial: trata de cubrir las necesidades del pueblo con líneas de productos
del sector hogar. Se propone incursionar en la manufactura de bienes finales de
consumo masivo como ropa, calzado, enseres domésticos, herramientas, camas,
comedores y otras piezas de mobiliario, así como electrodomésticos de línea blanca y
marrón, televisores y radios.
37
•
PDVSA Gas Comunal: se destina básicamente a la distribución de gas a las
comunidades desde las plantas de llenado hasta los hogares.
•
PDVSA Ingeniería y Construcción: desarrollará plataformas.
•
PDVSA Naval: construirá barcos, astilleros y diques.
•
PDVSA Desarrollos Urbanos: contribuirá con el desarrollo de la vivienda y el hábitat.
3. Resumen del Plan de Inversiones y Principales Proyectos
a. Ceuta – Tomoporo
Este proyecto integral tiene como objetivo maximizar la recuperabilidad del valor de las reservas
de crudo del campo Ceuta – Tomoporo ubicado en el occidente del país, el cual tiene reservas
estimadas de 1.000 MMBls crudo de 23,6° API. El costo total estimado del proyecto es de 3.870
millones de dólares, con un promedio de producción de petróleo entre 90 MBD y 277 MBD, y se
estima que el proyecto de desarrollo de estas reservas culmine en el año 2021. Al 31 de
diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente 379 millones
de dólares y 253 millones de dólares, respectivamente.
b. Suministro Eléctrico Costa Oriental del Lago - Occidente
Este proyecto consiste en satisfacer la demanda de energía producto del crecimiento de carga
del Plan 2006 – 2012 en occidente, especialmente en Criogénico y Tomoporo, reemplazar
plantas eléctricas obsoletas y apalancar el sistema eléctrico nacional en occidente. El proyecto
consiste en la construcción de dos (2) plantas eléctricas de 500 MW cada una en la Costa
Oriental del Lago y obras de interconexión en 230 Kv y 115Kv que permitan la transmisión de
la energía. El costo total estimado del proyecto es de 1.125 millones de dólares, y el mismo
arrancó en enero del año 2007 y se espera que culmine en octubre del año 2010.
c. Crecimiento Distrito Norte
Este proyecto tiene como objetivo incrementar la producción de crudo en 98 MBD para alcanzar
una producción de 910 MBD con una inversión estimada de 11.645 millones de dólares y una
inversión social de 521 millones de dólares. El alcance del proyecto considera un plan de
explotación basado principalmente en proyectos de recuperación secundaria por inyección de
gas y agua (PIAVOS - Proyecto Inyección Vapor Orocual Somero), actividades de perforación,
nuevas infraestructuras, ampliación y mantenimiento de las instalaciones existentes e
incorporación de proyectos socioproductivos en las áreas de influencia del Distrito Norte del
estado Monagas. Este proyecto arrancó en enero del año 2006 y culmina en diciembre del año
2021.
d. Crecimiento Distrito Morichal
El proyecto contempla la explotación y producción de áreas tradicionales, pesado y extrapesado
del distrito Morichal de manera de incrementar la producción en 167 MBD durante el horizonte
del Plan. La meta es el desarrollo integral de los 285 MBD de crudo pesado y extrapesado,
para lo cual se considera un plan acelerado de producción que contempla adquisición de
sísmica (320 km2 en el período 2006 - 2007), aumento de la capacidad de transporte de crudo,
adecuación de la instalaciones para el manejo de diluente y centralización de producción de
crudo. El costo total estimado del proyecto es de 8.295 millones de dólares, y el proyecto
arranco en enero del 2006 y culmina en diciembre del año 2021.
38
e. Nuevos Desarrollos en el Área de la Faja Petrolífera del Orinoco
Estos proyectos que se encuentran en fase de visualización y conceptualización, tienen la
finalidad de desarrollar las instalaciones requeridas para el desarrollo de nuevos campos de
producción en el orden de 200 MBD cada uno de crudos extrapesado en los bloques ubicados
en las distintas áreas de la Faja Petrolífera del Orinoco tales como Carabobo, Ayacucho, Junín
y Boyacá para su transporte, mejoramiento y comercialización. Estas actividades serán
ejecutadas mediante la conformación y/o constitución de una empresa mixta entre PDVSA y
potenciales socios (aún por definir), en el marco de la visión geopolítica y multipolar que se
tiene previsto para la explotación de crudo extrapesado de la Faja Petrolífera del Orinoco. El
desarrollo de estos campos se realizará con la maximización de recursos tecnológicos que
permitan la mayor recuperación del factor de recobro.
f.
Gasoducto Transcaribeño Antonio Ricaurte
El proyecto Tubería de Gas Transcaribeño Antonio Ricaurte, se inició durante el año 2006 para
el intercambio gasífero entre Venezuela y Colombia, y contempla seguir la ruta Puerto de
Ballena, en Colombia, hasta la Costa Oriental del Lago de Maracaibo, en Venezuela. Tendrá un
costo aproximado de 473 millones de dólares con una longitud aproximada de 225 kilómetros.
Durante los primeros cuatro años transportará gas desde Colombia hasta Venezuela, y
posteriormente, desde Venezuela hacia Colombia. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo
de las obras en progreso es aproximadamente 461 millones de dólares y 114 millones de
dólares, respectivamente.
g. Gran Delta Caribe Oriental
El proyecto consiste en la construcción de la infraestructura requerida para incorporar, el
mercado interno y el gas proveniente de los desarrollos de Costa Afuera del Oriente del país.
Abarca las siguientes instalaciones: 563 km de tuberías marinas; urbanismo, vialidad y servicios
en el complejo industrial CIGMA; muelle de construcción y servicios; plantas de adecuación y
procesamiento de gas; generación de energía eléctrica (900 MW Güiria y 450 MW en Cumaná);
redes de transmisión y distribución eléctrica, y planta de licuefacción de 4,7 millones de
toneladas metricas por año (MMT/A) con almacenamiento y muelle. La inversión estimada es
de 371 millones de dólares y se estima que el proyecto culmine en el año 2012. Al 31 de
diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente 170 millones
de dólares y 33 millones de dólares, respectivamente.
h. Complejo Criogénico de Occidente
El proyecto Complejo Criogénico de Occidente (CCO), tiene como objetivo optimizar el
esquema de procesamiento del gas natural en la región occidental del país. Este proyecto
incluye el diseño y construcción de la infraestructura necesaria para procesar 950 MMPCD de
Gas y producir 62 MBD de Etano para PEQUIVEN. Contempla la construcción de un nuevo tren
de fraccionamiento en Ulé, Municipio Simón Bolívar, Edo. Zulia, así como la instalación de
redes de tuberías y facilidades para interconectar al CCO con las instalaciones existentes. La
inversión estimada es de 926 millones de dólares y se estima que el proyecto culmine en el año
2011. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las obras en progreso es
aproximadamente 197 millones de dólares y 108 millones de dólares, respectivamente.
39
i.
Gas Anaco
El proyecto Gas Anaco tiene como objetivo incrementar la producción de gas para satisfacer la
demanda interna. Este proyecto incluye el diseño y construcción de facilidades para
incrementar la producción diaria a 2.400 MMPCD de gas y 35 MBD de crudo liviano, con la
completación de la Fase I (San Joaquín, Santa Rosa y Zapato Mata R) y alcanzar a 2.800
MMPCD y 40 MBD al completar la Fase II (Sta. Ana/El Toco, La Ceibita, Soto/Mapiri y
Aguasay). La inversión total estimada es 2.433 millones de dólares y se estima que el proyecto
culmine en el año 2010. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de estas obras en
progreso es aproximadamente 1.032 millones de dólares y 612 millones de dólares,
respectivamente.
j.
Acondicionamiento de Gas y Líquidos Anaco (AGLA)
El proyecto AGLA, consiste en desarrollar la infraestructura requerida para el
acondicionamiento de 815 MMPCD de gas en Anaco. El costo total estimado del proyecto es
de 242 millones de dólares y se estima que el proyecto culmine en el año 2010.
k. Interconexión Centro Occidente (ICO)
El proyecto ICO, tiene como objetivo conectar los sistemas de transmisión de gas natural de la
región central y este de Venezuela (Anaco, Estado Anzoátegui - Barquisimeto, Estado Lara) con
el sistema de transmisión en el oeste del país (Ulé, Estado Zulia - Amuay, Estado Falcón), con
la finalidad de cubrir la demanda de gas en el occidente del país, expandir la entrega de gas a
otras regiones y ciudades dentro de la nación y promover el desarrollo industrial y comercial en
las áreas cercanas a la construcción de este sistema de transmisión. Este proyecto incluye el
diseño, ingeniería, procura y construcción de un gasoducto de 300 Km de longitud y 30" y 36"
de diámetro; tres (03) Plantas Compresoras (Morón, Los Morros y Altagracia) para
interconectar el Sistema Anaco-Barquisimeto con el Sistema Ulé-Amuay y garantizar el
suministro de gas al Centro de Refinación Paraguaná (CRP) y, a largo plazo, exportar gas hacia
Colombia, Centro y Suramérica. La inversión estimada es 530 millones de dólares y se tiene
planificado que a mediados de 2008 se complete la construcción del gasoducto junto con la
planta recompresora en Morón. Para el año 2009, estarán listas las dos restantes plantas
recompresoras, con lo cual se lograría la máxima capacidad del gasoducto que es de 520
MMPCD. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de estas obras en progreso es
aproximadamente 436 millones de dólares y 242 millones de dólares, respectivamente.
l.
Jose 250
El proyecto Jose 250, tiene como objetivo incrementar la capacidad de procesamiento de gas
asociado generado en los campos de Anaco y el Norte de Monagas, para satisfacer la demanda
del mercado doméstico y el suministro de gas inyectado a los procesos de recuperación
secundaria de los campos petroleros del norte del Estado Monagas. Este proyecto incluye la
construcción y puesta en marcha del IV Tren de extracción en la Planta de San Joaquín (1.000
MMPCD); V Tren de fraccionamiento en Jose (50 MBD); ampliación del Terminal Marino Jose;
poliducto San Joaquín – Jose (113 km.); Planta de Control de Punto de Rocío, en Pirital;
ampliación del sistema de poliductos y proyecto etano. La inversión total estimada en este
proyecto es de 664 millones de dólares y se estima que el proyecto culmine en el año 2009. Al
31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente 77
millones de dólares y 21 millones de dólares, respectivamente.
m. Mariscal Sucre
El proyecto Mariscal Sucre de Gas Natural Licuado, tiene como objetivo el desarrollo y
explotación de las reservas de gas no asociado Costa Afuera; así como también, la
40
construcción de una planta de Gas Natura Liquado (GNL), que contempla una producción de
gas de 1.200 millones de pies cúbicos natural diarios (MMPCD) y el procesamiento de 4,7
millones de toneladas métricas por año (MMT/A) de GNL; 300 MMPCD de gas metano que
estará dirigido a satisfacer la demanda del mercado interno y el resto será exportado. La
inversión requerida para el desarrollo de los campos Costa Afuera, la planta de GNL y la
infraestructura asociada se estima en 2.700 millones de dólares. Al 31 de diciembre de 2007 y
2006, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente 136 millones de dólares y 32
millones de dólares, respectivamente.
n. Sistema Nor-Oriental de Gas
El proyecto Sistema Nor-Oriental de gas, tiene como objetivo la construcción de la
infraestructura que permita incorporar al mercado interno el gas proveniente de los desarrollos
Costa Afuera del oriente del país. La inversión estimada es de 1.066 millones de dólares y se
estima que el proyecto culmine en el año 2010.
o. Gasificación Nacional
El proyecto de Gasificación Nacional, tiene como objetivo instalar redes de distribución de gas
metano a fin de suministrar gas a 3.260.000 familias a nivel nacional. La inversión estimada es
de 2.334 millones de dólares y se estima que el proyecto culmine en el año 2016.
p. Plataforma Deltana
El proyecto de gas de la Plataforma Deltana, contempla la participación de ChevronTexaco,
Statoil, y Total en los bloques 2, 3 y 4, respectivamente, para culminar la exploración. Una vez
completada la fase exploratoria y determinada la comercialidad de las reservas encontradas,
PDVSA participará en el futuro desarrollo del área, cuya inversión total se estima en 3.810
millones de dólares, incluyendo la participación de PDVSA. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006,
el saldo de las obras en progreso es de aproximadamente 161 millones de dólares y 157
millones de dólares, respectivamente.
q. Autogas - Gas Natural Vehicular (GNV)
Este proyecto contempla la implantación a nivel nación de 350 nuevos puntos de expendio de
GNV y reactivar 148 puntos en estaciones de servicios existentes. Promover la constitución de
EPS para mantenimiento y fabricación de cilindros a alta presión, con el fin de convertir 450.000
vehículos para uso de GNV, en 18 estados durante el período 2006-2009, con una inversión
total de 921 millones de dólares. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las obras en
progreso es de aproximadamente 23 millones de dólares y 38 millones de dólares,
respectivamente.
r. Rafael Urdaneta
El estimado de inversión total para el proyecto es de 2.900 millones de dólares Contempla el
desarrollo de las reservas de gas no asociados ubicadas en el Golfo de Venezuela,
principalmente en los campos Róbalo, Merluza, Liza y Sierra, con el fin de producir unos 1.000
MMPCD que serán destinados al mercado interno y el excedente para oportunidades de
negocio internacional. El propósito del proyecto está orientado hacia la ejecución de
actividades de exploración; desarrollo de la infraestructura para la producción de gas Costa
Afuera, de las tuberías necesarias para el transporte del gas y los condensados, de una planta
de licuación de gas, y las facilidades de embarque necesarias para manejar buques modernos
de LGN.
41
El área destinada a exploración, fue dividida en 29 bloques, de los cuales se otorgaron licencias
exploratorias a ChevronTexaco para el bloque Cardón III, Repsol YPF y ENI para el bloque
Cardón IV, Gazprom en los bloques Urumaco I y II, Petrobras y Teikoku en el bloque Moruy, y
Petropars en el bloque Cardón II.
s. Conversión Profunda en la Refinería Puerto La Cruz
Este proyecto tiene como objetivo maximizar la capacidad de procesamiento de crudos pesados
y extra pesados para cubrir la demanda interna y exportar combustible. Consiste en el diseño,
procura, construcción, instalación y puesta en servicio de unidades para procesar 210 MBD de
crudo. La inversión total estimada es 1.600 millones de dólares, y se estima su culminación en
el año 2011. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las obras en progreso es
aproximadamente de 129 millones de dólares y 20 millones de dólares, respectivamente.
t.
Conversión Profunda en la Refinería El Palito
Este proyecto tiene como objetivo la adecuación de esta refinería para el procesamiento de 140
MBD de crudo pesado y extra pesado con mínima producción de residuales, garantizando la
producción de productos livianos (gasolinas/destilados) con calidad de exportación y mejorar el
margen de refinación, en armonía con el ambiente y el entorno social de la instalación. Está
orientado hacia el aumento del procesamiento de crudo pesado y extrapesado en el parque
refinador nacional y permitirá cambiar la dieta de la refinería de crudos de 28° API a 22° API. La
inversión total estimada es 2.000 millones de dólares, y se estima culminarlo en el año 2011. Al
31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente 33
millones de dólares y 9 millones de dólares, respectivamente.
u. Construcción de Nuevas Refinerías en Venezuela
Se está diseñando la refinería Cabruta para procesar 400 MBD de petróleo de gravedad API de
8.50 de la Faja Petrolífera del Orinoco, actualmente, se desarrolla la ingeniería conceptual y
estará diseñada para producir productos refinados de alta calidad: gasolina, destilados,
combustible de aviones y para exportación. Tendrá una unidad de conversión profunda según
lo planeado, basada en la tecnología HDH PLUS. La refinería estará en Cabruta al sur del
Estado Guárico. Las operaciones comenzarán en el año 2013. La refinería Batalla de Santa
Inés está siendo diseñada para procesar 50 MBD de Guafita Blend de 28° de gravedad API.
Está orientada a satisfacer la demanda regional del mercado de combustible. El esquema de
configuración de este proceso no involucra procesos de conversión profunda. Se espera que
las operaciones comiencen para el año 2010. La refinería de Caripito está diseñada para
procesar 50 MBD de petróleo pesado oriental venezolano. Estará orientada a satisfacer la
demanda regional de asfalto. Se espera que las operaciones comiencen en el año 2009. La
inversión total estimada de la refinería de Cabruta es 14.073 millones de dólares, la de Caripito
es 566 millones de dólares y la de la refinería de Santa Inés es 630 millones de dólares, y la
Refinería Zulia con 200 MBD (en previsualización).
42
IV. Principales Actividades
1. Exploración y Producción
Todas las actividades de exploración y producción se realizan en territorio venezolano,
principalmente por PDVSA Petróleo, CVP y PDVSA Gas.
a. Reservas
Todas las reservas de petróleo crudo y gas natural están situadas en el territorio venezolano y
son propiedad de Venezuela. Las reservas de petróleo crudo y gas natural son estimadas por
PDVSA y revisadas por el MENPET, aplicando las definiciones de reservas las cuales
concuerdan con las establecidas por la Society of Petroleum Engineers (SPE), Society of
Petroleum Evaluation Engineers (SPEE), World Petroleum Council (WPC) y la American
Association of Petroleum Geolists (AAPG).
Datos geológicos y de ingeniería son utilizados para estimar las reservas probadas de petróleo
y gas natural, incluyendo las reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas. Estos datos
demuestran, con razonable certeza, las reservas recuperables en los años futuros de los
yacimientos conocidos, bajo condiciones económicas y de operación existentes. Se espera
recuperar las reservas probadas de petróleo y gas natural principalmente de pozos nuevos y
en el área que no ha sido perforada, usando equipos y métodos de operación disponibles.
Las estimaciones de reservas no son exactas y están sujetas a revisión. Estas reservas de
petróleo y gas natural son revisadas anualmente para considerar, entre otras cosas, los niveles
de la producción, las revisiones del campo, la adición de nuevas reservas por descubrimientos y
estudios de factibilidad económica. Las reservas probadas estimadas pueden ser materialmente
diferentes de las cantidades de petróleo y gas natural que se recuperan en última instancia.
Las reservas probadas no incluyen los volúmenes adicionales que podrían resultar de extender
las áreas exploradas actuales, o de la aplicación de procesos de recuperación secundaria que
no han sido ensayados y calificados como económicamente factibles.
Las reservas probadas desarrolladas de petróleo y gas comprenden las cantidades que pueden
ser recuperadas de los pozos existentes, con equipos y métodos actualmente en uso. Las
reservas probadas no desarrolladas son aquellos volúmenes que se esperan recuperar,
mediante inversiones en la perforación de nuevos pozos en áreas no desarrolladas o en la
culminación de pozos existentes.
Las reservas probadas han continuado incrementándose a través de los años. Durante el año
2007, la producción fue de 1.144 MMBls, lo cual ha permitido alcanzar una producción
acumulada de petróleo desde el año 1914 hasta el 31 de diciembre de 2007, en
aproximadamente 61.544 MMBls. La producción comercial de petróleo en Venezuela está
concentrada en la cuenca Maracaibo-Falcón (anteriormente denominada Occidental - Zulia)
que se extiende a lo largo de los estados Zulia y Falcón; en la cuenca Barinas-Apure
(anteriormente denominada Meridional Central Barinas y Apure); que se extiende a lo largo de
los estados Barinas y Apure; la cuenca Oriental que se extiende a lo largo de los estados
Guárico, Anzoátegui, Monagas y Sucre; y la cuenca de Carúpano, incorporada desde el año
2006, y que se extiende por los estados Sucre y Nueva Esparta, y por las aguas territoriales
ubicadas al frente de las costas orientales venezolanas. La producción acumulada de petróleo
desde el año 1914 hasta el 31 de diciembre de 2007 para la cuenca Maracaibo-Falcón, es de
41.612 MMBls, en la cuenca Barinas-Apure es de 1.330 MMBls, en la cuenca Oriental es de
18.602 MMBls y la cuenca de Carúpano no tiene producción acumulada.
43
La siguiente tabla muestra las reservas probadas, probadas desarrolladas y la relación de las
reservas probadas con respecto a la producción anual en cada una de las cuencas principales
al 31 diciembre de 2007 y la producción del 2007.
Reservas y Producción de Venezuela
Probadas
(1)
Probadas
2007
Relación Reservas
Desarrolladas Producción
Probadas /
Producción
(MMBls al 31/12/2007)
(MBD)
(años)
Petróleo (2)
Maracaibo-Falcón
20.574
5.776
1.130
50
1.835
306
82
61
76.893
9.455
1.923
110
75
---
---
---
Total Petróleo
99.377
15.537
3.135
87
De extra pesado
58.173
4.355
706
226
5.973
4.181
184
89
77
46
10
53
20.876
2.543
13.903
---
505
---
113
---
29.469
18.130
699
117
128.846
33.667
3.834
93
Barinas-Apure
Oriental
Carúpano
Gas Natural en Bpe (3)
Maracaibo-Falcón
Barinas-Apure
Oriental (4)
Carúpano
Total Gas Natural en Bpe
Total Hidrocarburos en Bpe
(1) Desarrolladas y no desarrolladas
(2) La producción fiscalizada excluye 7 MBD de condensado de planta y 8 MBD de la producción de Sinovensa del 1er.
cuatrimestre.
(3) Producción neta de gas natural (producción bruta menos gas natural reinyectado). El factor de conversión es de 5,8
MPC/Bls
(4) Incluye las reservas probadas de gas natural en la Faja Petrolífera del Orinoco, estimadas en 3.532 MMBpe al 31
de diciembre de 2007.
El petróleo y el gas natural representaron 77% y 23%, respectivamente, del total estimado de
reservas probadas de petróleo y gas natural sobre una base equivalente de petróleo al 31 de
diciembre de 2007.
La siguiente tabla muestra la ubicación, el volumen de producción, año del descubrimiento,
reservas probadas y la relación de las reservas probadas con respecto a la producción anual
para cada uno de los yacimientos de petróleo más grandes de PDVSA, al 31 de diciembre de
2007.
44
Reservas probadas y producción de los principales campos para el año terminado el 31
de diciembre de 2007:
2007
Nombre del
Campo
Cerro Negro
Cerro Negro
Zuata Principal
Tía Juana Lago
Huyapari
Bare
BloqueVII Ceuta
El Furrial
Mulata
Bachaquero Lago
Boscán
Urdaneta Oeste
Santa Bárbara
Lagunillas Lago
Tía Juana Tierra
Melones
Lagunillas Tierra
Ubicación
(Nombre
del Estado)
Monagas
Anzoátegui
Anzoátegui
Zulia
Anzoátegui
Anzoátegui
Zulia
Monagas
Monagas
Zulia
Zulia
Zulia
Monagas
Zulia
Zulia
Anzoátegui
Zulia
Año del
Producción Descubrimiento
(MBD)
41
100
164
155
157
93
138
388
240
107
105
93
142
77
33
35
56
1979
1979
1985
1925
1979
1950
1956
1986
1941
1930
1946
1955
1941
1925
1925
1955
1925
Relación de
Reservas
Probadas/
Probadas Producción
(MMBls)
(años)
Reservas
18.813
14.096
14.227
3.690
3.633
2.064
1.771
1.760
1.744
1.679
1.452
1.420
1.359
1.300
1.206
1.071
1.055
1.254
386
238
65
63
61
35
12
20
43
38
42
26
45
101
84
52
Reservas de Petróleo
Los niveles de las reservas probadas de crudo al cierre del año 2007, se ubicaron en 99.377
MMBls; la distribución de reservas por cuencas es la siguiente: 20.574 MMBls MaracaiboFalcón, 1.835 MMBls Barinas-Apure, 76.893 MMBls Oriental y 75 MMBls Carúpano. Para la
Faja Petrolífera del Orinoco las reservas ascienden a 59.562 MMBls de petróleo, de las cuales
corresponden a crudo pesado 3.077 MMBls y a crudo extra-pesado 56.485 MMBls.
Durante el año 2007 se incorporaron 13.198 MMBls de reservas probadas, de los cuales 501
MMBls fueron por descubrimientos, 20 MMBls fueron por extensión y 12.677 MMBls por
revisiones. En el 2006, el incremento de las reservas fue de 8.504 MMBls, mientras que fueron
de 623 MMBls en 2005, 4.601 MMBls en 2004 y 250 MMBls en 2003.
En los años 2007, 2006, 2005 y 2004, la tasa de reemplazo de reservas de crudo, que indica
los barriles incorporados por cada barril producido, fue de 1.154%, 713%, 52% y 104%,
respectivamente. Estas variaciones resultaron de las revisiones de las tasas esperadas de la
recuperación de petróleo en sitio y del uso de la tecnología de recuperación secundaria en los
yacimientos de petróleo.
De acuerdo con los niveles de producción del año 2007 las reservas probadas de petróleo,
incluyendo las reservas de crudo pesado y extra-pesado tienen una vida restante de,
aproximadamente, 87 años para lo cual se requiere un plan adecuado de desarrollo incluyendo
los costos de producción y refinación. Este tiempo de vida no incluye la incorporación del
Proyecto Magna Reserva.
Reservas de Gas Natural
45
Se tienen reservas probadas de gas natural que ascienden a 170.920 MMMPCN (ó 29.469
MMBpe) al 31 de diciembre de 2007, de los cuales 20.483 MMMPCN están asociados a la Faja
Petrolífera del Orinoco y 18.899 MMMPCN a crudo extra-pesado. Las reservas de gas natural
de PDVSA abarcan el gas asociado, que es un elemento incidental generado al desarrollar las
reservas de petróleo. Una alta proporción de las reservas probadas de gas natural están
desarrolladas. Durante el año 2007, se reinyectaron 1.060 MMMPCN con el fin de mantener la
presión de los yacimientos, lo que representa un 44% aproximadamente del gas natural que se
produjo.
Las reservas por cuenca se distribuyen de la siguiente manera: 5.973 MMBpe MaracaiboFalcón, 77 MMBpe Barinas-Apure, 20.876 MMBpe Oriental y 2.543 MMBpe Carúpano.
Durante el año 2007 se incorporaron 1.063 MMBpe de los cuales 305 MMBpe son por
descubrimiento, 6 MMBpe por extensión y 752 MMBpe por revisiones.
La tabla siguiente muestra las reservas probadas de petróleo y de gas natural, que incluyen las
reservas probadas y probadas desarrolladas.
Reservas probadas de Venezuela al 31 de diciembre 2007 cifras expresada en millones de
barriles (MMBls) a menos que se indique lo contrario.
Reservas Probadas
Condensado
Liviano
Mediano
Pesado
Extrapesado (1)
Total Petróleo
Relación
(Años)
2007
2006
2005
1.826
9.981
11.939
17.458
58.173
99.377
1.870
9.735
12.345
17.391
45.983
87.324
1.833
9.747
12.456
17.533
38.443
80.012
1.867
9.830
12.487
17.708
38.690
80.582
1.919
10.078
12.340
17.617
35.186
77.140
87
73
67
69
74
2004
2003
Reservas/Producción
Gas natural (MMMPCN) (2)
Gas natural (Bpe) (2)
170.920 166.249 152.264
29.469 28.664 26.252
151.479 150.040
26.117 25.869
Total Hidrocarburos en Bpe
128.846 115.988 106.264
106.699 103.009
Reservas Probadas Desarrolladas
Condensado
Liviano
Mediano
Pesado
Extrapesado
Total Petróleo
Gas natural (MMMPC)
Gas natural (Bpe)
Total Hidrocarburos en Bpe
381
2.404
3.747
5.024
3.981
15.537
407
2.760
4.812
5.333
6.308
19.620
321
2.359
5.026
5.406
3.826
16.938
105.154 110.108 106.726
18.130 18.985 18.401
33.667
46
38.605
35.339
387
2.772
5.471
4.569
4.076
17.275
416
2.760
5.419
4.683
3.010
16.288
106.035 105.030
18.282 18.109
35.557
34.397
2007
2006
2005
2004
2003
16%
62%
22%
66%
21%
70%
21%
70%
21%
70%
Porcentaje del total de reservas
desarrolladas vs total de reservas
probadas (3)
Petróleo
Gas natural
(1) Las reservas probadas de petróleo extrapesado situado en la Faja Petrolífera del Orinoco
tienen un bajo grado de desarrollo y se sitúan, al cierre de diciembre de 2007, en 56.485
MMBls aproximadamente.
(2) Incluye 18.899 MMMPCN, 16.447 MMMPCN, 13.819 MMMPCN, 13.649 MMMPCN y 12.427
MMMPCN en cada uno de los años 2007, 2006, 2005, 2004 y 2003, respectivamente,
asociados a las reservas de crudo extrapesado.
(3) Las reservas probadas desarrolladas entre las reservas probadas totales.
Nuevos Descubrimientos de Hidrocarburos
En el año 2007, resaltan en la Cuenca Oriental de Venezuela el descubrimiento de nuevas
reservas de hidrocarburos en el pozo TRV 3 de 159,3 MMBls de petróleo y de 686,6 MMMPCN
de gas asociado, así como también del pozo TRV 4 de 92,5 MMBls y 464,7 MMMPCN de gas.
En cuanto a la Cuenca Maracaibo-Falcón, sobresalen los descubrimiento realizados por los
pozos CEI 3 y CEI 4, los cuales incorporan reservas por el orden de los 85,5 MMBls y 11,1
MMMPCN de gas el primero y 51,4 MMBls y 15,1 MMMPCN el segundo; en la Cuenca BarinasApure destacan la incorporación de reservas por descubrimiento del pozo BOR 31, el cual
incorporó 10,2 MMBls de petróleo y 2,7 MMMPCN de gas.
Operaciones
Se mantiene un programa activo de exploración y desarrollo diseñado para aumentar nuestras
reservas probadas de petróleo y la capacidad de producción. Los esfuerzos de PDVSA han sido
exitosos al aumentar sus reservas probadas de petróleo y gas natural durante los últimos años.
Normalmente, se conducen las actividades de exploración y desarrollo en las Cuencas
Maracaibo-Falcón, Barinas-Apure, Oriental, y ahora se están iniciando las actividades
operativas en la cuenca de Carúpano, la cual reportará producción a partir del próximo año
2008. Adicionalmente se está conduciendo una extensa actividad de exploración y desarrollo en
la Faja Petrolífera del Orinoco de la Cuenca Oriental y en otras cuencas, de manera
independiente o en conjunto con socios extranjeros, a través de Empresas Mixtas.
En el año 2007, los desembolsos de exploración fueron utilizados, principalmente, para la
perforación de 11 pozos exploratorios y la adquisición de 762 kilómetros cuadrados de líneas
sísmicas 3D, con un desembolso de 199 millones de dólares en inversiones, distribuidos por
categorías presupuestarias en: 37 millones de dólares en geofísica, 131 millones de dólares en
perforación exploratoria y 31 millones de dólares en otras Inversiones.
47
La tabla siguiente resume las actividades de perforación para los períodos indicados:
Actividad de perforación de PDVSA para el año finalizado el 31 de diciembre de 2007,
(número de pozos)
2007
2006
2005
2004
2003
5
1
-3
2
11
4
1
5
2
7
19
5
-2
8
1
16
1
-1
2
1
5
3
1
-3
-7
8
10
6
1
5
566
543
379
313
206
Pozos Exploratorios
Pozos completados
Pozos suspendidos
Pozos bajo evaluación
Pozos en progreso
Pozos secos o abandonados
Total
Pozos de arrastre
Pozos de Desarrollo perforados (1)
(1) Incluye los pozos en progreso, incluso si fueron comenzados en años anteriores. Se encuentran
discriminados de la siguiente manera: 467 pozos de PDVSA Petróleo, 58 pozos de PDVSA
Gas, 41 pozos de Empresas Mixtas y 459 pozos de Empresas Mixtas de la Faja Petrolífera del
Orinoco, para un total de 1025 pozos.
En 2007 se invirtieron 2.233 millones de dólares en 566 pozos de desarrollo.
Plan de Nacionalización de Taladros
Considerando que el negocio petrolero venezolano se ha caracterizado por la dependencia
tecnológica, luego de 30 años de nacionalización de la Industria Petrolera y que, por razones
estratégicas y de seguridad nacional, Venezuela debe disponer de una flota propia de equipos y
taladros, a fin de disminuir la vulnerabilidad por contratación a terceros, durante el año 2007 se
procedió con el plan de nacionalización de taladros, así como con la creación de las nuevas
empresas filiales de PDVSA, las cuales son: PDVSA Industrial y PDVSA Servicios, cuya
conceptualización, desarrollo, cuerpos gobernantes y el personal que dio inicio a sus
operaciones son personal propio de PDVSA.
El principal objetivo de estas filiales es el de lograr la plena soberanía tecnológica en servicios a
pozos y en la fabricación de los bienes, materiales, componentes y equipos de los sectores
hidrocarburos, eléctrico y hogar, los cuales no sólo son requeridos para ejecutar, operar y
mantener los proyectos que conforman el Plan Siembra Petrolera, sino impulsar el desarrollo
nacional.
Todo esto basado, por un lado, en el crecimiento acelerado de la actividad de perforación, con
el consecuente aumento de la demanda de equipos y servicios (lo que implica una disminución
de la disponibilidad de los mismos y aumento de costos asociados), por el otro, en que 75% de
los taladros son contratados, principalmente a empresas transnacionales (65%). De los taladros
propios, 45% se encontraban a inicios del año inactivos por requerimiento de reparación y 12%
inactivos en condiciones inoperables.
Todo esto conllevó a realizar una serie de acciones tales como:
•
Nacionalización de las operaciones de 41 taladros propiedad de PDVSA que eran
administrados por terceros, logrando así justicia social al incorporar a la nómina de
PDVSA a los trabajadores de las cuadrillas. De este modo se recupera la soberanía
48
operacional, supervisoria y de mantenimiento de los activos propiedad de PDVSA, se
eleva la confiabilidad operacional de los equipos y se reducen los costos operativos.
•
Concreción de la empresa mixta para el ensamblaje y fabricación de taladros y
servicios a pozos en Venezuela con la empresa CNPC, desarrollada por la nueva filial
PDVSA Industrial.
•
Concreción e inicio de las operaciones de la empresa mixta para la adquisición de
sísmica con la empresa Belorusneft, desarrolada por la nueva filial PDVSA Servicios.
b. Producción
El potencial de producción crudo a nivel nación al final de 2007 alcanzó un total de 3.561 MBD,
que incluye 2.583 MBD correspondientes a gestión directa (1.409 MBD en Oriente, 101 MBD
Centro Sur y 1.073) MBD Occidente), 352 MBD Empresas Mixtas (ex–Convenios Operativos) y
626 MBD empresas de las asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco.
Producción fiscalizada de petróleo crudo a nivel nacional para los años terminados al 31
de diciembre (en miles de barriles por día):
2007
Gestión propia de producción de petróleo crudo (1)
Convenios Operativos
Empresas mixtas
Convenios de exploración a riesgo
Participación de PDVSA en las asociaciones
de la Faja Petrolífera del Orinoco (2)
° PDVSA Sincor
° PDVSA Cerro Negro
° Corpoguanipa
° Petrozuata
Crudo extrapesado (menos de 8 grados API)
Total producción propia de PDVSA
Participación de terceros en las asociaciones
de la Faja Petrolífera del Orinoco
° PDVSA Sincor
° PDVSA Cerro Negro
° Corpoguanipa
° Petrozuata
Producción Nación
2006
2005
2004
2003
2.292
316
-
2.315
116
241
1
2.109
497
5
2.066
518
1
1.864
465
-
62
61
81
63
267
29
65
48
47
59
219
15
73
51
50
60
234
61
66
50
32
62
210
38
60
42
20
52
174
59
2.904
2.907
2.906
2.833
2.562
101
34
75
36
246
107
67
109
60
343
118
71
118
61
368
108
70
75
62
315
98
59
46
52
255
3.150
3.250
3.274
3.148
2.817
(1)
Incluye petróleo crudo condensado de planta por 7 MBD en el 2007 y 5 MBD en el 2006 y en el 2005. Incluye 8
MBD de Sinovensa del 1er. cuatrimestre.
(2)
Producto del proceso de migración de las asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco a Empresas Mixtas a
partir de julio 2007, la participación de PDVSA Cerro Negro pasó de 41,67% a 83,33%; la participación de
Corpoguanipa pasó de 30% a 70% y a partir octubre 2007 la participación en Petrozuata pasó de 49,9% a
100%.
En el 2007, la producción fiscalizada total del petróleo en Venezuela se ubicó a 3.150 MBD, que
incluye 2.904 MBD de la producción propia de PDVSA y 246 MBD de la participación de
terceros en las asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco.
49
La producción propia promedio de petróleo atribuible a PDVSA en el año 2007 fue de 2.904
MBD, incluyendo 267 MBD correspondiente a la participación de PDVSA en las asociaciones de
la Faja Petrolífera del Orinoco. Durante el año 2007, nuestro costo promedio de producción de
petróleo fue aproximadamente de 4,93 $/Bpe.
En promedio, al cierre de diciembre de 2007, nuestra producción del gas natural fue de 6.958
MMPCD (ó 1.199 sobre una base en miles de barriles equivalentes de petróleo), de la cual
2.903 MMPCD, fueron reinyectados con el fin de mantener la presión de los yacimientos. La
producción neta del gas natural fue de 3.775 MMPCD.
La tabla siguiente resume la producción diaria de petróleo y de gas natural de PDVSA, por tipo,
cuenca, precio de venta y el costo de producción promedio, para el período especificado.
La producción de PDVSA, el precio de venta y el costo de producción promedio en el año
terminado al 31 de diciembre de 2007 (en miles de barriles por día, a menos que se
indique lo contrario):
2007
2006
2005
2004
2003
Producción de Petróleo
Condensado
Liviano
Mediano
Pesado + Extrapesado (1)
Total Petróleo
Líquidos del Gas Natural
Total Petróleo y LGN
133
589
911
1.271
2.904
172
3.076
125
642
1.020
1.120
2.907
177
3.084
18
776
999
1.113
2.906
165
3.071
25
767
1.001
1.040
2.833
166
2.999
22
727
914
899
2.562
144
2.706
Gas Natural (MMPCD)
Producción Bruta
6.958
7.072
7.008
6.566
5.938
Menos: reinyectado
Gas natural neto (MMPCD)
Gas natural neto (MBDPE)
Total Hidrocarburos en Bpe
2.903
4.055
699
3.775
3.019
4.053
699
3.783
2.920
4.088
705
3.776
2.747
3.819
658
3.657
2.506
3.432
592
3.298
Producción de Petróleo de
PDVSA por Cuenca
Maracaibo-Falcón
Barinas-Apure
Oriental
Total Petróleo
1.130
82
1.692
2.904
1.180
87
1.640
2.907
1.187
88
1.631
2.906
1.238
85
1.510
2.833
1.121
86
1.355
2.562
Producción de Gas Natural por
Cuenca (MMPCD)
Maracaibo-Falcón
Barinas-Apure
Oriental
Total Gas
1.067
59
5.832
6.958
1.123
28
5.921
7.072
1.255
17
5.736
7.008
1.187
4
5.375
6.566
1.031
6
4.901
5.938
64,74
55,21
45,32
32,22
24,35
1,21
1,13
0,84
0,74
0,61
Precio Cesta Exportación ($/Bl) (2)
Precio de venta del gas natural
($/MPC)
Costos de Producción ($/Bpe) (3)
50
Incluye los Ex Convenios
Operativos – Empresas Mixtas
Excluye los Ex Convenios
Operativos – Empresas Mixtas
4,93
4,34
3,93
3,77
3,85
4,88
4,01
3,13
3,29
2,06
(1)
Incluye la alícuota en Petrozuata y crudo de 8° API.
(2)
Incluye ventas a las filiales y a las afiliadas.
(3)
El costo de producción por barril (para el petróleo, el gas natural y el líquido del gas natural), es calculado
dividiendo la suma de costos directos e indirectos de producción (excluye la depreciación y el agotamiento), por
los volúmenes totales de la producción de petróleo, de gas natural y el líquido del gas natural.
Manufactura de Orimulsión®
Enmarcado dentro de la política de plena soberanía petrolera y a fin de optimizar el valor del
recurso natural, el Estado en el año 2006 tomó la decisión de eliminar la manufactura de
Orimulsión® en Venezuela, a fin de utilizar el crudo extrapesado para mezclas y así obtener un
mayor valor por el recurso natural.
En esta dirección, Bitor dejo de producir Orimulsión® en su módulo ubicado en Morichal
(estado Monagas) en el primer trimestre del año 2006 y la asociación Sinovensa dejo de
manufacturar Orimulsión® en su módulo ubicado en Jose ( estado Anzoátegui) el 31 de
diciembre del año 2006.
La empresa Bitor realizó negociaciones con clientes que tenían contratos de suministro de
Orimulsión® a largo plazo. En este sentido algunos clientes, producto de las negociaciones y
por cláusulas establecidas en los contratos existentes, se les está suministrando un combustible
sustituto de la Orimulsión® que es el Fuel Oil. Al 31 de diciembre de 2007, sólo se está
suministrando este combustible a Bitor América y Power Seraya.
Con otros clientes se efectuaron negociaciones y acuerdos a efectos de rescindir los contratos
existentes. Se estima que en el año 2008 la filial Bitor sea declarada inactiva.
c.
Asociaciones con Terceros
Siguiendo las instrucciones del Ejecutivo Nacional y lineamientos del MENPET y PDVSA, se
culminó el proceso de la firma de acuerdos con los participantes de los Convenios Operativos,
los de la Faja Petrolífera del Orinoco y los de Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas,
para su conversión a Empresas Mixtas, así como también la creación de los nuevos negocios,
lo cual ha significado un paso histórico en la reafirmación de la soberanía petrolera.
El objeto social de todas estas Empresas Mixtas es desarrollar actividades primarias de
exploración en busca de yacimientos de hidrocarburos, su extracción en estado natural, su
recolección, transporte y almacenamiento inicial.
Cabe destacar que junto a las 21 Empresas Mixtas que sustituyeron a los Convenios
Operativos y las nuevas Empresas Mixtas de la Faja Petrolífera del Orinoco, se alcanza una
cifra superior a los 800 MBD de crudo producido en asociación con terceros. De esta manera,
PDVSA demuestra su disposición a seguir trabajando con la inversión privada nacional e
internacional, manteniendo la soberanía nacional y el control accionario por parte del Estado, tal
como lo establece la Ley Orgánica de Hidrocarburos.
Migración de los Convenios Operativos a Empresas Mixtas
Durante el año 2005, el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo (MENPET),
realizó estudios de carácter jurídico y técnico sobre la situación de los 32 Convenios Operativos
51
existentes, concluyendo que estos convenios contenían, entre otros elementos, cláusulas de
honorarios basadas en el volumen y precio de los hidrocarburos producidos en las áreas, lo
cual contravenía la naturaleza de un simple contrato de servicios y resultaba incoherente con la
vigente Ley Orgánica de Hidrocarburos.
En el marco de la política de Plena Soberanía Petrolera, el 12 de abril de 2005, el MENPET
emitió instrucciones a la Junta Directiva de PDVSA para que se corrigieran las omisiones o
fallas de todos y cada uno de los Convenios Operativos en materia de hidrocarburos, y se
evaluaran los mecanismos legales para extinguir dichos convenios en un período no mayor a un
año. En el último trimestre del año 2005, todas las empresas operadoras de estos convenios
suscribieron los denominados convenios transitorios, con el objetivo de revisar los acuerdos
originales y conformar las nuevas Empresas Mixtas.
El 31 de marzo de 2006, la Asamblea Nacional aprobó y publicó en Gaceta Oficial número
38.410 los “Términos y condiciones para la creación y funcionamiento de las Empresas Mixtas”;
así como también, el modelo de “Contrato para la conversión a empresa mixta” a suscribirse
con las entidades privadas que lo decidieran, según la Gaceta Oficial número 38.430. En esa
misma fecha, se firmaron con las operadoras los respectivos “Memoranda de Entendimientos”
para la migración de los Convenios Operativos a Empresas Mixtas, excepto las operadoras de
dos de los Convenios Operativos que, voluntariamente, se abstuvieron de suscribir estos
memoranda.
El mencionado “Contrato para la conversión a empresa mixta”, planteó la extinción automática
de los Convenios Operativos a partir del 31 de marzo de 2006, sin que las empresas
operadoras tuvieran derecho a recibir compensación alguna derivada de los mismos, salvo los
pagos correspondientes al primer trimestre de 2006; ni tampoco tuvieran derecho a efectuar
reclamación alguna como consecuencia de la referida extinción. Adicionalmente, se acordó que
los activos operados a esa fecha por estos Convenios Operativos fueran puestos de inmediato
a disposición de las Empresas Mixtas para el desarrollo de sus actividades, transfiriéndose
posteriormente la propiedad de los mismos.
Antecedentes de Convenios Operativos
Durante la última década del siglo pasado, se inició el proceso denominado la “Apertura
Petrolera”, cuyo propósito era permitir la participación de transnacionales privadas en las
actividades petroleras dentro del país, en perjuicio de los intereses nacionales. En este sentido,
la primera, segunda y tercera ronda de Convenios Operativos fueron firmadas por PDVSA en
los años 1992, 1993 y 1997, respectivamente. Estos Convenios Operativos tenían el propósito
de reactivar y operar 32 campos petroleros por un lapso máximo de 20 años.
Según las condiciones que regulaban los Convenios Operativos, PDVSA debía pagar
honorarios de operación y de capital, intereses de capital e incentivos de producción, a los
operadores de esos convenios, lo cual los hacía sumamente onerosos.
Debido a sus altos costos, este esquema de negocios perjudicó a PDVSA, ya que se planteó y
ejecutó en forma abiertamente favorable a los Operadores. En algunos casos los montos
pagados a los Operadores eran muy superiores a los costos invertidos para producir,
generándose ganancias importantes para los socios privados en su mayoría, empresas
transnacionales. En algunos convenios, las ganancias obtenidas por las operadoras superaban
los ingresos obtenidos por PDVSA por la venta del crudo, algo totalmente desproporcionado, en
perjuicio de PDVSA y del Estado venezolano.
Por otra parte, los contratos contenían cláusulas que podían ser explicadas según los intereses
de quienes los manejaran, de tal manera que dejaba puertas abiertas para diferentes
interpretaciones, sobre todo en relación con la recuperación de las partidas de gastos de las
Operadoras, las cuales resultaban en muchos de los casos reconocidas sin suficiente
justificación, ni razonabilidad de los costos.
52
Dentro de las debilidades contenidas en el manejo de los pagos a Convenios Operativos se
encontraban los siguientes aspectos:
•
Los Convenios Operativos, tal como fueron concebidos, no resultaban ser un buen negocio
para la nación. En los contratos de 1ra. y 2da. ronda, no se estipuló el pago de regalías, de
tal manera que las operadoras se vieron exoneradas de este pago al Fisco. Por otra parte,
las empresas evadieron el pago del ISLR, aduciendo que el capital no recuperado
significaba un gasto que podía ser deducido, a los fines de determinar el cálculo de dicho
impuesto.
•
La mayor parte del riesgo lo asumía PDVSA. Dado que los contratos fueron firmados bajo
tarifas y fórmulas de precios que involucraban crudos marcadores internacionales, los
cuales en muchos de los casos superaban el precio de venta de PDVSA, cualquier baja en
los índices de precios nacionales estaba en desventaja sobre los precios resultantes de las
fórmulas aplicadas en los convenios. Por otra parte, los contratos no contemplaban ningún
tipo de recortes de producción y en el caso de los de 1ra. y 2da. ronda, ni siquiera los
previstos por la OPEP; en tal sentido, estas empresas no estaban obligadas a cumplir con
lineamientos de recortes y, por ende, debía pagárseles toda la producción previamente
comprometida. Asimismo, PDVSA era quien debía pagar la regalía en los contratos de 1ra.
y 2da. ronda, de tal manera que la Operadora no aportaba nada al Estado, a pesar de los
grandes ingresos percibidos por la explotación de los campos. Asimismo, estos contratos
no estaban sujetos a las leyes venezolanas referidas a las contrataciones de obras, de tal
manera que éstas no estaban sujetas a la Ley de Licitaciones, lo que permitía que las
contrataciones se realizaran con empresas relacionadas o socias de las Operadoras, con lo
cual los pagos reconocidos a éstas por los servicios, obras y bienes adquiridos retornaban
nuevamente a su capital.
•
Los criterios de gastos e inversiones utilizados en 1ra. y 2da. ronda no eran compatibles
con los sistemas contables de PDVSA. Si bien en PDVSA existe una clasificación de costos
para inversiones y otra para gastos, dentro de estos contratos ciertos elementos eran
considerados como capital, aún cuando para PDVSA eran catalogados como gastos. Esto
permitía que la operadora recuperara tanto por la vía de los costos de operación (Opfee)
como por la vía del capital (Capfee), conceptos referidos a gastos de operación.
En resumen, los Convenios Operativos en las condiciones que se firmaron, eran una suerte de
Caballo de Troya, lo cual representaba un excelente negocio para los Operadores y un mal
negocio para PDVSA y para la Nación.
Proceso de Migración a Empresas Mixtas.
En función de las instrucciones emanadas por el MENPET, con la finalidad de dar cumplimiento
a lo establecido en la Ley Orgánica de Hidrocarburos, según la cual PDVSA debe tener mayoría
accionaria en los negocios petroleros con terceros, nacieron las Empresas Mixtas, las cuales
tienen como función principal la exploración, explotación y desarrollo de los campos migrados
de los Convenios Operativos, para lo cual dicha producción sería vendida a PDVSA y cuya
remuneración se realizaría a través de una fórmula por tipos de crudos marcadores
internacionales.
De las ganancias obtenidas producto de dichas ventas, las Empresas Mixtas emiten sus
resultados anualmente, de tal manera que las ganancias son distribuidas entre los socios,
obteniendo PDVSA un porcentaje de mayoría accionaria promedio de 61,85%
Según los “Términos y condiciones para la creación de las Empresas Mixtas”, aprobados por la
Asamblea Nacional, dichas empresas operaron en un período de transición, comprendido entre
el 1° de abril de 2006 y la fecha en que fueron formalmente constituidas. Una vez constituidas,
los términos contractuales fueron aplicados en forma retroactiva desde el 1° de abril de 2006.
Actualmente se han constituido legalmente las siguientes 21 Empresas Mixtas, las cuales
53
habían obtenido los respectivos derechos oficiales para desarrollar las actividades primarias,
según lo establece la Ley Orgánica de Hidrocarburos:
Campos
Empresa Mixta
Fecha de
Constitución
Fecha de Decreto
de Transferencia
Participación
de PDVSA (%)
Participación
de Socio (%)
Accionista
Minoritario
País
Mene Grande
Quiriquire
Petroquiriquire, S.A.
21/08/2006
29/09/2006
60,00
40,00
Repsol
Repsol
España
España
Caracoles
Intercampo N.
Petrolera Sino-Venezolana, S.A.
28/11/2006
29/01/2007
75,00
25,00
CNPC
CNPC
China
China
Falcón Este
Falcón Oeste
Petrocumarebo, S.A.
24/10/2006
24/11/2006
60,00
40,00
VOG
VOG
Venezuela
Venezuela
Ambrosio
Pedernales
Petrowarao, S.A.
09/08/2006
29/09/2006
60,00
40,00
Perenco
Perenco
Francia
Francia
Cabimas
Petrocabimas, S.A.
02/10/2006
24/11/2006
60,00
40,00
Suelopetrol
Venezuela
Kaki
Petrolera Kaki, S.A.
28/11/2006
29/01/2007
60,00
40,00
Inemaka
Venezuela
Casma-Anaco
Petrocuragua, S.A.
18/10/2006
24/11/2006
60,00
40,00
Open
Venezuela
Colón
Baripetrol, S.A.
09/08/2006
29/09/2006
60,00
40,00
Tecpetrol
Argentina
Onado
Petronado, S.A.
15/09/2006
24/11/2006
60,00
40,00
CGC
Argentina
Oritupano-Leona
Petroritupano, S.A.
04/09/2006
29/09/2006
60,00
40,00
Petrobras
Brasil
La Concepción
Petrowayu, S.A.
04/09/2006
29/09/2006
60,00
40,00
Petrobras
Brasil
Acema
Petroven-Bras, S.A.
04/09/2006
29/09/2006
60,00
40,00
Petrobras
Brasil
Mata
Petrokariña, S.A.
31/08/2006
24/11/2006
60,00
40,00
Petrobras
Brasil
Boscán
Petroboscán, S.A.
11/08/2006
29/09/2006
60,00
40,00
Chevron
EE.UU.
Ll-652
Petroindependiente, S.A.
11/08/2006
29/09/2006
74,80
25,20
Chevron
EE.UU.
Monagas Sur
Petrodelta S.A
03/10/2007
23/10/2007
60,00
40,00
Harvest. V.
EE.UU.
Gua. Oriental
Petroguárico, S.A.
25/10/2006
24/11/2006
60,00
40,00
Teikoku
Japón
Dzo
Petroperijá, S.A.
21/09/2006
24/11/2006
60,00
40,00
BP
Reino Unido
Boquerón
Boquerón, S.A.
11/10/2006
24/11/2006
60,00
40,00
BP
Reino Unido
B-2x 70/80
Lagopetrol S.A.
05/12/2007
11/01/2007
69,00
31,00
Hocol
Reino Unido
Urdaneta Oeste
Petroregional del Lago, S.A.
10/08/2006
29/09/2006
60,00
40,00
Shell
Reino Unido
61,85
38,15
PROMEDIO DE PARTICIPACIÓN
En esta nueva opción del negocio petrolero, PDVSA participa con socios privados nacionales o
internacionales con la mayoría accionaria, por lo que la Junta Directiva, las Gerencias
Operacionales y Administrativas son controladas en la mayoría de las empresas por PDVSA; el
número de miembros que conforman las Juntas Directivas es de cinco, de los cuales dos (2)
son directores de PDVSA, dos (2) son directores en representación del socio B y el Presidente
es personal de PDVSA; estos trabajadores que ocupan puestos gerenciales y administrativos
son sujetos a evaluación y aprobación por parte de la Corporación Venezolana del Petróleo,
S.A. (CVP), por ende, todo lo concerniente a elaboración de presupuesto, aprobación de
desembolsos, inversiones, costos, etc., son controlados y aprobados por PDVSA. En cuanto a
la comercialización, ésta es totalmente planificada y controlada por PDVSA.
La duración de las Empresas Mixtas va de acuerdo a lo establecido en el Decreto de
Transferencia; en tal sentido, éstas podrán desarrollar actividades primarias durante un período
de 20 años, contados a partir de la fecha de publicación en Gaceta Oficial de dicho decreto. Al
finalizar este lapso, de no haber una prórroga, todos los activos pasarán a ser propiedad del
Estado venezolano.
54
Empresas Mixtas Vs. Convenios Operativos
Convenios Operativos
Vs
Empresas Mixtas
◄ Ilegales, nunca fueron aprobados por el Congreso
Nacional.
◄ Fueron analizados y discutidos en la Asamblea
Nacional, Institución que les dio la aprobación antes de
entrar en vigencia.
◄ Violaron el Artículo 1 de la Ley de Nacionalización.
◄ Se fundamentan en el artículo 12 de la Constitución de
la República Bolivariana de Venezuela y en el artículo 22
de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, que establecen la
propiedad del Estado sobre los yacimientos de
hidrocarburos, y permiten la participación de terceros en
Empresas Mixtas, en las que el Estado mantenga una
participación mayor al 50%.
◄ Respondieron al modelo de empresa trasnacional,
maximizando la ganancia de terceros a costa del
Estado, el Fisco, PDVSA y el pueblo venezolano.
◄ Responden al razonamiento de empresa pública,
maximizando la ganancia para el Estado, el Fisco y el
pueblo venezolano.
◄ Negaron el derecho soberano de regular la tasa de
explotación del recurso natural, agotable y no
renovable: la regalía.
◄ Garantizan el derecho soberano a la remuneración por
la explotación del recurso natural no renovable: una regalía
justa.
◄ Obligaron a que cualquier diferencia contractual
debía resolverse en tribunales de Nueva York,
Estados Unidos; por esto, vulneraron la soberania
nacional.
◄ Se establece la autoridad de los tribunales nacionales.
◄ Registraron altos costos operativos indexados a los
precios del barril petrolero.
◄ Reducción de gastos y aumento de la regalía y los
impuestos.
◄ No estaban alineados con los planes de desarrollo
nacional.
◄ Están alineadas con el Plan Siembra Petrolera.
◄En los Convenios de 1ra. y 2da. ronda no se
contemplaban recortes de producción, ni siquiera por
lineamientos OPEP.
◄La producción está sujeta a políticas corporativas y a los
lineamientos del MENPET.
◄ Significaron la privatización de 500 mil barriles
diarios de petróleo.
◄ Rescatan la Plena Soberanía Petrolera.
Disminución en los Costos Reales de PDVSA Durante los Años 2007 y 2006
De haberse mantenido el esquema de Convenios Operativos, considerando los altos precios de
venta del crudo durante los años 2006 y 2007, los pagos que se hubieran requerido alcanzarían
a 7.850 millones de dólares. Ahora bien, durante ese mismo período, los costos y gastos de las
Empresas Mixtas, incluyendo la participación de los accionistas minoritarios en sus ganancias
netas, totalizaron 5.130 millones de dólares. Producto de la decisión de migrar los Convenios
Operativos a Empresas Mixtas, se generó un ahorro de gastos a PDVSA, por 2.720 millones de
dólares.
Incremento de la Recaudación Fiscal
En el marco de la política de Plena de Soberanía Petrolera, en adición a la migración de todos
los esquemas de asociaciones con terceros a esquemas de Empresas Mixtas, a partir de 2002,
el Gobierno de Venezuela ejecutó acciones específicas para regular las actividades primarias
en el sector petrolero, con la finalidad de maximizar el valor de nuestros recursos y aumentar la
recaudación fiscal por estas actividades, en beneficio del Estado y del pueblo venezolano.
Estas acciones, entre las que se destacan el incremento de la tasa de regalía para todas las
actividades primarias de extracción de crudos, así como la creación del impuesto de extracción,
55
del impuesto de registro de exportación y del impuesto de superficie; permitió incrementar la
recaudación fiscal, entre los años 2002 y 2007, en más de 40.408 millones de dólares, según el
siguiente detalle:
EFECTO MMUS$
CONCEPTO
INCREM ENTO EN LA REGALÍA DE 1% A 16 2/3% PAGADO POR
LAS ASOCIANES DE LA FAJA (Octubre 2004)
CREACIÓN IM PUESTO DE EXTRACCIÓN (Junio 2006)
CREACIÓN IM PUESTO DE REGISTRO DE EXPORTACIONES
(Agosto 2006)
IM PUESTO SUPERFICIAL (Año 2003)
5.278
4.420
49
483
INCREM ENTO EN LA REGALÍA DE 16 2/3% A 30% PAGADO
POR PDVSA (Año 2002)
30.178
EFECTO TOTAL NACION
40.408
Participación de las Empresas Mixtas en el Desarrollo Social
Otro aspecto que diferencia a las Empresas Mixtas de los antiguos Convenios Operativos, es la
política de inversión social hacia las comunidades ubicadas en las áreas de influencia de los
campos petroleros.
En este aspecto es importante resaltar que las Empresas Mixtas tienen dentro de sus
responsabilidades apalancar los Núcleos de Desarrollo Endógeno (NUDE) en las áreas
cercanas a sus campos petroleros, así como apoyar todos los programas sociales a través de
los cuales el Ejecutivo Nacional se propone elevar el nivel de vida de la población en educación,
salud, vialidad y servicios en general, e incorporarla a una estrategia nacional de desarrollo
sustentable, en total alineación con PDVSA y sus filiales. Ahora PDVSA y las Empresas Mixtas
que sustituyen los viejos Convenios Operativos, trabajan en sinergia con el Ejecutivo Nacional,
las comunidades, las alcaldías y las gobernaciones, en una estrategia clara de desarrollo social.
Durante los años 2003, 2004 y 2005 los antiguos Convenios Operativos efectuaron aportes
para el desarrollo social por 6 millones de dólares, 11 millones de dólares y 12 millones de
dólares, respectivamente, para un total de 29 millones de dólares en ese período de tres (3)
años.
Sólo durante el año 2007, las Empresas Mixtas ejecutaron un gasto por concepto de Desarrollo
Social de 93 millones de dólares. Al considerar también los aportes del año 2006, por 13
millones de dólares, el total resultante de lo aportado para desarrollo social por la Empresas
Mixtas, en los dos (2) últimos años, fue de 106 millones de dólares.
En resumen, con la migración de los Convenios Operativos a Empresas Mixtas, en el marco de
la política de Plena Soberanía Petrolera, PDVSA ha recuperado el control sobre esas
operaciones, ha disminuido sus gastos, el estado ha aumentado la recaudación fiscal y ha
beneficiado a las comunidades, a través de la ejecución de programas de desarrollo social.
Producción de Empresas Mixtas
Durante el año 2007, la producción de crudo de las Empresas Mixtas fue de aproximadamente
316 MBD. En las Empresas Mixtas de oriente se obtuvo una producción de crudo de 95 MBD y
la producción de gas se ubicó en 291,5 MMPCD. Del mismo modo, en las Empresas Mixtas de
occidente, la producción de crudo fue de 221 MBD y la de gas fue de 172,5 MMPCD.
56
Gestión para la Migración de las Asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco y los
Convenios de Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas a Empresas Mixtas
En el marco de la política de Plena Soberanía Petrolera y con la finalidad de poner fin al
proceso de privatización de la industria petrolera venezolana, iniciado durante la década de los
años 90, el 26 de febrero de 2007, el Gobierno de Venezuela dictó el Decreto Nº 5.200, con
rango, valor y fuerza de Ley de Migración a Empresas Mixtas de los Convenios de Asociación
de la Faja Petrolífera del Orinoco; así como de los Convenios de Exploración a Riesgo y
Ganancias Compartidas, de acuerdo con el cual las asociaciones, denominadas Petrolera
Zuata, S.A., Sincrudos de Oriente, S.A., Petrolera Cerro Negro, S.A. y Petrolera Hamaca, C.A.
deben trasformarse en Empresas Mixtas, en las cuales la filial CVP, o alguna otra filial que se
designe, mantenga no menos de 60% de participación accionaria, en concordancia con lo
establecido en la Ley Orgánica de Hidrocarburos.
Asimismo, los existentes Convenios de Asociación a Riesgo y Ganancias Compartidas en el
Golfo de Paria Oeste, Golfo de Paria Este y el bloque conocido como La Ceiba; así como
también, la asociación denominada Orifuels SINOVEN, S.A. (SINOVENSA), deben ser
transformadas en Empresas Mixtas, bajo el mismo esquema mencionado anteriormente.
A tales efectos, se constituyeron comisiones de transición para cada uno de los convenios
existentes bajo las dos modalidades anteriormente descritas, las cuales se incorporaron a sus
directivas con el fin de garantizar la transferencia del control sobre todas sus actividades, a las
nuevas empresas estatales. Asimismo, este Decreto Ley concedió a los participantes y socios
de los convenios, un plazo contado a partir de la fecha de su publicación, para acordar los
términos y condiciones de su posible participación en las nuevas Empresas Mixtas. También,
se confirió un plazo adicional para someter los señalados términos y condiciones a la Asamblea
Nacional, con la finalidad de solicitar su autorización, de conformidad con lo establecido en la
Ley Orgánica de Hidrocarburos.
Transcurrido el plazo establecido, para aquellos casos en los que no se logró acuerdo, se
designó a PDVSA para asumir directamente las actividades ejercidas por las asociaciones en
cuestión con el objeto de preservar su continuidad, en razón de su carácter de utilidad pública e
interés social.
Con fecha 26 de junio de 2007, se firmaron los correspondientes memoranda de entendimiento
para los casos en los cuales los participantes de los negocios antes mencionados acordaron los
términos de la migración.
La nacionalización de la Faja Petrolífera del Orinoco se realizó, luego de un proceso de
migración que se desarrolló de acuerdo con un cronograma establecido previamente, y que
culminó de manera exitosa, lo que incluyó la firma de memoranda de entendimiento con 11 de
las 13 empresas extranjeras que operaban en la Faja Petrolífera del Orinoco y en los convenios
de Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas. Finalmente, de los socios participantes sólo
dos de ellos no aceptaron los convenios de migración y se encuentran actualmente en arbitraje.
Posteriormente, en Gaceta Oficial número 38.801, queda autorizada la creación de siete
Empresas Mixtas que sustituyen a los anteriores negocios de este segmento de la apertura
petrolera.
57
Empresa mixta
Petromonagas, S.A.
Petrocedeño, S.A.
Petropiar, S.A.
Participación
de PDVSA (%)
83,33
60,00
Área ó Convenio
Cerro Negro
Socios de CVP
Veba Oil & Gas Cerro Negro GmbH
Sincor
Hamaca
Statoil Sincor AS - Total Fina
Chevron Orinoco Holdings B.V.
Sinopec International Petroleum Exploration and
Production Corporation - Ineparia Inc.
ENI Venezuela B.V.
ENI Venezuela B.V. - Ineparia Inc.
CNPC Venezuela B.V.
Petrolera Paria, S.A.
70,00
60,00
Golfo de Paria Este
Petrosucre, S.A.
Petrolera Güiria, S.A.
Petrozumano, S.A.
74,00
64,25
60,00
Golfo de Paria Oeste
Golfo de Paria Central
Zumano
Tres de estas empresas, Petromonagas, Petrocedeño y Petropiar, corresponden
respectivamente a las antiguas asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco bajo las
asociaciones denominadas Petrolera Cerro Negro, S.A., Sincrudos de Oriente, S.A. y Petrolera
Hamaca, C.A. En estas nuevas Empresas Mixtas CVP maneja la mayoría accionaría en
representación del Estado. En el caso de Petrolera Zuata, S.A., PDVSA pasó de un 49,9% a
un 100% de participación, con lo que se logra el control total del negocio.
En cuanto a los resultados del año 2007 de las cuatro (4) empresas que operan en la Faja
Petrolífera del Orinoco se alcanzó una producción de crudo extrapesado promedio de 513 MBD
para una producción de crudo mejorado de 456 MBD. Asimismo, lograron ingresos brutos por
ventas en el orden de los 12.854 millones de dólares, siendo 12.585 millones de dólares por
crudo mejorado y 269 millones de dólares por ventas de subproductos.
Las Empresas Mixtas que sustituyen a los Convenios de Exploración a Riesgo y Ganancias
Compartidas son Petrolera Paria, Petrosucre y Petrolera Güiria, respectivamente, suplen a los
extintos convenios llamados Golfo de Paria Este, Golfo de Paria Oeste y Golfo de Paria Central.
En el caso de La Ceiba, PDVSA tomó el control 100% de participación.
Esta nueva asociación entre PDVSA y sus socios privados tiene como propósito el ejercicio de
las actividades de exploración, extracción, recolección, transporte y almacenamiento de
hidrocarburos, de conformidad con el artículo 9 de la Ley Orgánica vigente que rige esta
materia.
Petrolera Güiria, junto a las ya constituidas Petrolera Paria y Petrosucre determinará a través de
sus actividades de exploración y producción de crudo y gas, el crecimiento de las zonas
deprimidas del Golfo de Paria y el impulso del desarrollo sustentable, económico y social de la
región oriental del país, para mejorar la calidad de vida de todos sus habitantes.
Dentro del conjunto de Empresas Mixtas se incluyó a Petrozumano, una compañía integrada en
60% por CVP y en el 40% restante por la estatal China National Petroleum Corporation (CNPC).
Esta decisión tiene como antecedente la firma de una serie de documentos bilaterales entre
ambos gobiernos mediante los cuales se adjudicó en forma directa a CNPC el campo Zumano
en el oriente del país. PDVSA mantiene conversaciones con CNPC para acordar la nueva
estructura en la conformación de la empresa mixta.
d. Proyecto Magna Reserva
El Proyecto Magna Reserva fue asignado por el MENPET a CVP para cuantificar y certificar las
reservas de la Faja Petrolífera del Orinoco. El lineamiento estratégico establecido, persigue el
propósito de convertir a la Faja Petrolífera del Orinoco en un eje impulsor del desarrollo
económico, social, industrial, tecnológico y sustentable del país, mediante la valorización y
58
desarrollo óptimo de sus recursos de hidrocarburos, dentro del marco legal vigente y el plan de
desarrollo de la nación.
La Faja Petrolífera del Orinoco posee un Petróleo Original en Sitio (POES) de 1.360 MMMBls.
Las reservas recuperables estimadas basadas en un factor de recobro de de 20% de acuerdo
con los lineamientos del MENPET, están en el orden de 272 MMMBls, de los cuales se tenían
oficializadas 37 MMMBls. Las reservas por oficializar se ubicaban en el orden de 235 MMMBls
antes del inicio del Proyecto de Cuantificación a mediados del 2005. Para el año 2006 el
proyecto logró ante el MENPET la oficialización de un total de 7,6 MMMBls en el área de
Carabobo y en el año 2007 las reservas incorporadas están por el orden de 12,4 MMMBls en la
misma área. Las reservas totales oficializadas para el área de Carabobo son de 25,9 MMMBls
entre lo originalmente aprobado y lo incorporado entre el 2006 y el 2007.
Adicionalmente, para acometer la cuantificación y certificación de las reservas, se dividió la Faja
Petrolífera del Orinoco en cuatro grandes áreas: Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo y éstas a
su vez, en 28 bloques, de los cuales 16 bloques serán cuantificados en un esfuerzo compartido
entre CVP y los profesionales de 18 empresas que suscribieron acuerdos de entendimiento con
el Ejecutivo Nacional (ver tabla anexa). El resto de los bloques se cuantificarán con esfuerzo
propio de CVP, INTEVEP y PDVSA Petróleo.
En la Faja Petrolífera del Orinoco, existe un volumen importante de Gas Originalmente en Sitio
(GOES), que indica la posibilidad de autoabastecimiento en las futuras estrategias de
explotación en dicha zona, ya que se visualiza la ejecución de grandes proyectos de inyección
de vapor que requerirán sumas importantes de gas para la generación del mismo.
Acuerdos de Cuantificación del Proyecto Magna Reserva
ÁREA
Boyacá
Junín
Ayacucho
Carabobo
PAÍS
Cuba
Malasia
Portugal
Belarús
Vietnam
Rusia
China
España
China
India
Rusia
Rusia
Ecuador
Chile
Argentina
Uruguay
Irán
Brasil
59
EMPRESA
Cupet
Petronas
Galp Energía
Belorusneft
Petrovietnam
Lukoil
Cnpc
Repsol YPF
Sinopec
Ongc
Gasprom
Tnk-Bp
Petroecuador
Enap
Ancap
Enarsa
Petropars
Petrobras
Seguidamente se presenta la información correspondiente a los pozos al 2007:
BLOQUE
N° de Pozos
Planificados
Total Proyecto
N° de Pozos
Planificados
2007
Número de
Pozos
Perforados
CARABOBO
14
6
6
100%
AYACUCHO
102
23
16
70%
JUNíN
138
84
32
38%
BOYACÁ
92
51
1
2%
Cumplimiento (%)
En cuanto a la sísmica, los trabajos se iniciaron en el 2007 con una planificación de 2.700 Km
de sísmica 2D, lo cual fue completado en su totalidad.
En el gráfico siguiente se muestra el plan de incorporación del Proyecto Magna Reserva 20082009.
231
235
Sep-09
Nov-09
250
205
200
132 147
150
87
65
68
Jul-08
Sep-08
100
95
Fecha de Incorporación
60
Jul-09
May-09
Ene-09
May-08
0
Mar-09
50
39 44
Nov-08
50
154
108
Mar-08
Reservas Incorporadas (MMMBls)
PROYECTO MAGNA RESERVA
2. Gas
PDVSA Gas es una filial que participa en toda la cadena productiva de la industria del gas
natural, asegurando el máximo aprovechamiento de este recurso para impulsar el desarrollo
industrial y elevar la calidad de vida del pueblo venezolano.
El gas natural rico es obtenido de la producción propia en las áreas operacionales de Anaco y
San Tomé, así como de las compras a la División Exploración y Producción de PDVSA
Petróleo, S.A. y a las Empresas Mixtas. Una vez procesado el gas natural en las plantas, se
obtienen tres productos: el gas metano, el etano y los líquidos del gas natural (LGN).
El metano es vendido a los mercados doméstico, comercial e industrial, y dentro de éste a los
sectores: siderúrgico, petroquímico, aluminio, cemento, eléctrico, petrolero y otros. El etano es
vendido al Complejo Petroquímico El Tablazo. En cuanto a los líquidos del gas natural, los
mismos se comercializan en los sectores: petroquímico, industrial, doméstico, petrolero y de
exportación.
En cuanto a las actividades de producción de gas y crudo, PDVSA Gas tiene 34 campos bajo
explotación en el área de Anaco y 22 en San Tomé para un total de 56 campos, 710 pozos, 49
plantas compresoras y 17 taladros en operación.
Asimismo, para las operaciones de extracción y procesamiento de los líquidos del gas natural,
cuenta en el área de oriente, con las plantas de extracción Jusepín, San Joaquín, Santa
Bárbara, Refrigeración San Joaquín y ACCRO III, Santa Bárbara y ACCRO IV, San Joaquín y
la planta de fraccionamiento Jose. En el área de occidente, se disponen de las plantas de
extracción: El Tablazo I / II, Tía Juana I / II, Lama Proceso, Lamar Líquido y GLP-5, cuyas
instalaciones son operadas por Exploración y Producción de PDVSA Petróleo y las plantas de
fraccionamiento Bajo Grande y Ulé, con una capacidad de procesamiento de 4.895 MMPCD y
282 MBD de fraccionamiento. También se dispone de 381 Km de poliductos.
Para la transmisión y distribución del gas metano, se opera una red de gasoductos integrada
por 4.267 Km de tuberías de diferentes diámetros, siendo los principales sistemas Anaco –
Barquisimeto; Anaco – Jose / Anaco - Puerto La Cruz; Anaco – Puerto Ordaz; Ulé – Amuay;
Costa – Oeste y Gasoducto Transoceánico. Con estas instalaciones se atiende una Cartera de
1.260 clientes industriales a nivel nacional y 220.219 clientes domésticos y comerciales en el
área metropolitana de Caracas.
Resultados Operacionales
•
Producción de Gas y Crudo
La producción promedio de gas natural fue de 1.512,9 MMPCD, lo que representa un ligero
descenso de 4% con respecto al año 2006, entre otras cosas a consecuencia de la disminución
en los requerimientos de gas metano en el mercado interno y paradas no programadas en el
Sistema de Inyección de Gas en el norte del estado Monagas.
La producción promedio de crudo asociado al gas ascendió a 46,9 MBD, registrando un
crecimiento de 43% con relación al año 2006, a consecuencia de la incorporación en una
primera etapa de 22 de los 58 campos de gas en San Tomé, asignados por el MENPET a
PDVSA Gas. Se tiene previsto completar en el año 2008 la transferencia de los campos
restantes de San Tomé.
61
En lo que se refiere a las actividades de perforación, reacondicionamiento y completación
(RA/RC) de pozos, se trabajaron un total de 122 pozos, de los cuales 58 pozos corresponden a
la actividad de perforación y 64 pozos a las actividades de RA/RC. De este modo, se logra para
finales de 2007 un potencial en la producción de gas de 2.380,7 MMPCD, lo cual representa
un incremento aproximado del 5% en relación al año 2006. El potencial de producción de crudo
se ubicó en 66,7 MBD.
•
Producción de Líquidos del Gas Natural (LGN)
La producción de Líquidos del Gas Natural (LGN) alcanzó un volumen de 171,9 MBD, con un
ligero descenso respecto al año 2006.
•
Ventas de Líquidos del Gas Natural (LGN)
Las Ventas de Líquidos del Gas Natural (LGN) se ubicaron en 176,9 MBD, de los cuales 109,8
MBD (62%) se destinaron al mercado local y 67,1 (38%) al mercado de exportación. Destaca el
aporte al sector petroquímico con 42,2 MBD, lo que representa el 24% del total de las ventas.
Este nivel de ventas fue similar al del año 2006.
Es de resaltar que a lo largo del período se ha producido y entregado de manera consistente,
sin interrupciones, el volumen de Gas Licuado de Petróleo (GLP) requerido por los sectores
doméstico y comercial del mercado interno, este volumen alcanzó la cifra de 36,4 MBD, lo que
representa el 21% de las ventas, siendo además superior en 3% al volumen suministrado en el
año 2006.
Adicionalmente, se tomaron las acciones a los fines de mitigar la situación de déficit de
suministro de GLP a las comunidades, por parte de los distribuidores privados. Entre estas
acciones se destacan:
•
Entrega de cilindros de GLP a los distribuidores en comodato, con la finalidad de
minimizar el desabastecimiento causado por deterioro y falta de mantenimiento de éstos.
•
Apoyo financiero a las empresas distribuidoras de GLP basado en la modificación de la
actual política de cobranza. Con la nueva política se establece financiamiento durante el
período mayo-diciembre y con esquema de cobro a partir de la facturación de enero
2008. Acción que contribuye al flujo de caja de estas empresas para que puedan cumplir
compromisos laborales y de mantenimiento, propios de sus actividades.
En cuanto a las exportaciones de Líquidos del Gas Natural, éstas registraron una disminución
de 6%, debido a mayores entregas de GLP al mercado interno y menor disponibilidad de
productos por disminución de la producción. Estas exportaciones se distribuyeron de la
siguiente manera: el propano y el butano se dirigieron fundamentalmente a Centro América, el
Caribe y Suramérica, mientras que la gasolina natural se exportó principalmente a Norte
América. La tendencia es incrementar la presencia en el Caribe como parte de la política
internacional del Estado, que se instrumenta a través de PETROCARIBE.
•
Ventas de Gas Metano
A los efectos de satisfacer los requerimientos de gas metano del mercado interno, así como los
consumos del sector petrolero, este año se entregaron al sistema de ventas 2.209,2 MMPCD
de gas metano. Este volumen muestra una variación de 80,8 MMPCD por debajo de los
volúmenes transportados en el año 2006, motivado a menores consumos en los sectores
siderúrgico, petroquímico y refinador.
62
Gasificación de Ciudades
Referente al Proyecto Gasificación de Ciudades, cabe mencionar que durante el año 2007 se
gasificaron un total de 57 comunidades pertenecientes a los Estados: Monagas, Yaracuy,
Aragua, Falcón, Miranda, Anzoátegui, Lara, Carabobo y Distrito Capital, siendo el estado con
mayor número de comunidades favorecidas Yaracuy, con 15 comunidades. Se instalaron 335
kilómetros de tuberías de redes y 265,54 kilómetros de tuberías de líneas internas para
beneficiar a 10.210 familias, de las cuales 4.740 tienen gas directo y 5.740 cuentan con la
instalación y están a la espera del servicio. El número de empleos directos e indirectos
generados en el año fue de 2.163 y 6.489 respectivamente; adicionalmente, continuando con el
desarrollo de las políticas de inclusión social en el área laboral, se contrataron 24 cooperativas
adscritas al programa de EPS de PDVSA, de las cuales 23 se encargaron de la instalación de
las líneas internas y 1 para la instalación de redes.
Otros logros
El 2007 fue un año estratégico para PDVSA Gas, con la asignación del Complejo Industrial
Gran Mariscal de Ayacucho y de 58 campos de San Tomé, la puesta en marcha del Tramo
Antonio Ricaurte del Gasoducto Colombo – Venezolano, apalancamiento de los negocios
internacionales, tal es el caso de los convenios bilaterales con Bielorrusia, Rusia, Argentina,
Portugal, Cuba y Egipto, así como, el reforzamiento de la infraestructura con la conclusión de la
fase de ingeniería del 90% de los proyectos del Portafolio del Plan Siembra Petrolera. Se
cumplieron con las metas volumétricas y presupuestarias establecidas para este año y se
iniciaron grandes construcciones como el Centro Operativo de San Joaquín, evidenciado en el
lanzamiento del Plan Socialista Revolución del Gas, por el ciudadano Presidente de la
República, Hugo Chávez, en el Aló Presidente No. 294 en el estado Anzoátegui.
Resalta también la adquisición de las Empresas TROPIGAS y VENGAS para la conformación
de la empresa PDVSA GAS COMUNAL como filial de PDVSA, creada con el fin de suministrar
el GLP en forma segura y oportuna a las comunidades, atendiendo aproximadamente el 80%
del mercado interno.
3. Refinación
La estrategia aguas abajo de PDVSA está orientada hacia la expansión y mejoramiento de sus
operaciones de refinación tanto en Venezuela, el Caribe, Centroamérica y Suramérica, y el
mantenimiento de las refinerías en Estados Unidos y Europa, lo cual permite incrementar la
manufactura de productos refinados de alto valor comercial. PDVSA ha venido invirtiendo en su
sistema de refinación nacional e internacional con el objetivo de aumentar su capacidad y
complejidad, así como adecuar sus instalaciones, para cumplir con las mejoras de calidad de
combustibles a nivel mundial. Ejemplo de esto es el aumento de la capacidad de conversión
profunda de sus refinerías en Venezuela, lo cual le ha permitido mejorar el rendimiento de
productos de alto valor y en consecuencia, fortalecer su portafolio de productos a exportación.
Pruebas de ello, son el aumento del rendimiento en gasolinas y destilados de 35% en el año de
1976, a 65% en el año 2007, y la disminución de la producción de residuales de 60% a 13%,
durante el mismo período.
a. Capacidad de Refinación
PDVSA realiza actividades de refinación en Venezuela, el Caribe, Estados Unidos y Europa. Su
capacidad de refinación en el ámbito mundial ha aumentado de 2.362 MBD en el año 1991 a
3.098 MBD para el 31 de diciembre de 2007. El siguiente diagrama presenta un resumen de las
operaciones de refinación de PDVSA en el año 2007.
63
64
La siguiente tabla muestra la capacidad de refinación y el porcentaje de participación de
PDVSA al 31 de diciembre de 2007.
Ubicación
Venezuela
CRP, Falcón
Puerto La Cruz, Anzoátegui
El Palito, Carabobo
Bajo Grande, Zulia
San Roque, Anzoátegui
Total Venezuela
Antillas Holandesas (Curazao)
Isla (1)
Estados Unidos
Lake Charles, Louisiana
Corpus Christi, Texas
Lemont, Illinois
Paulsboro, New Jersey
Savannah, Georgia
Chalmette, Louisiana
Saint Croix, U.S. Virgin Islands
Total Estados Unidos
Europa
Gelsenkirchen, Alemania
Schwedt, Alemania
Neustadt, Alemania
Karlsruhe, Alemania
Nynäshamn, Suiza
Suecia
Gothenburg, Suiza
Suecia
Dundee, Escocia
Eastham, Inglaterra
Total Europa
Total Mundial
Propietario
Participación
PDVSA
(%)
Capacidad de Refinación
Capacidad
Participación
Nominal
Neta PDVSA
(MBD)
(MBD)
PDVSA
PDVSA
PDVSA
PDVSA
PDVSA
100
100
100
100
100
940
203
140
15
5
1.303
940
203
140
15
5
1.303
PDVSA
100
335
335
CITGO
CITGO
CITGO
CITGO
CITGO
Chalmette (2)
Hovensa (3)
100
100
100
100
100
50
50
425
157
167
84
28
184
495
1.540
425
157
167
84
28
92
248
1.201
Ruhr (4)
Ruhr (4)
Ruhr (4)
Ruhr (4)
Nynäs (5)
Nynäs (5)
Nynäs (5)
Nynäs (5)
50
19
13
12
50
50
50
25
230
240
260
312
29
11
9
18
1.109
4.287
115
45
33
37
15
5
4
5
259
3.098
(1) Arrendado en 1994. El contrato de arrendamiento termina en el año 2019.
(2) Una empresa mixta con ExxonMobil.
(3) Una empresa mixta con Hess.
(4) Una empresa mixta con Deutsche BP.
(5) Una empresa mixta con Neste Oil.
65
A continuación se presenta el resumen de la gestión del negocio de refinación durante el año
2007.
b. Refinación Nacional
El volumen de crudo procesado en el Sistema de Refinación Nacional incluyendo Refinería Isla
(209 MBD), fue de 1.213 MBD. Adicionalmente se procesaron 119 MBD de insumos destinados
a procesos y mezclas.
Con ese nivel de crudos e insumos procesados, se obtuvieron 1.332 MBD de productos, de los
cuales 400 MBD corresponden a gasolinas y naftas, 97 MBD a jet, 317 MBD a destilados, 283
MBD a residuales, 50 MBD a crudo desalado y 185 MBD a otros productos, entre los que se
incluyen lubricantes, asfaltos, consumo propio y especialidades. Estos volúmenes han permitido
abastecer el mercado nacional, así como exportar 673 MBD.
El margen bruto de refinación durante el 2007 fue de 4,81 US$/Bl de crudo más insumos
procesados y el costo de procesamiento del sistema de refinación, excluyendo depreciación y
consumo propio, para el mismo período, fue de 2,51 US$/Bl de crudo más insumos procesados.
El margen neto resultante fue de 2,30 US$/Bl de crudo más insumos procesados.
c. Refinación Internacional
PDVSA, a través de sus negocios internacionales (excluyendo la Refinería Isla), logró procesar
un volumen total de crudo de 1.308 MBD (569 MBD suministrados por PDVSA) y 161 MBD de
insumos destinados a procesos y mezclas. El volumen de productos fue de 1.469 MBD, de los
cuales 524 MBD corresponden a gasolinas y naftas, 477 MBD a destilados, 67 MBD a
residuales y 401 MBD a otros productos, entre los que se incluyen lubricantes, asfaltos,
petroquímicos, consumo propio y especialidades.
Norteamérica
A través de CITGO, filial totalmente de PDV América (esta última filial de PDV Holding), PDVSA
produce combustibles livianos y bases petroquímicas, principalmente a través de las refinerías
Lake Charles en Louisiana; Corpus Christi en Texas; y Lemont en Illinois. Las operaciones de
refinación para producción de asfalto se llevan a cabo en las refinerías Paulsboro, en New
Jersey y Savannah, en Georgia.
El suplidor más grande de crudo que tiene CITGO es PDVSA. CITGO ha establecido acuerdos
de suministro de crudo a largo plazo con PDVSA en lo concerniente a los requerimientos de
crudo de sus refinerías Lake Charles, Corpus Christi, Paulsboro y Savannah. Estos acuerdos
establecen que PDVSA debe suministrar a CITGO ciertos volúmenes mínimos de crudo y otras
materias primas, generalmente por un período de tiempo entre 20 y 25 años.
La refinería de Lake Charles es capaz de procesar grandes cantidades de crudo pesado y de
transformarlos en una variedad de productos refinados, incluyendo cantidades significativas de
gasolina sin plomo de alto octanaje y gasolina reformulada. Durante el año 2004 la capacidad
de refinación era de 320 MBD. En febrero de 2005, se completó un proyecto para aumentar la
capacidad de destilación de crudo en 105 MBD, convirtiendo a esta refinería en la cuarta más
grande en los EE.UU. con una capacidad total de refinación de 425 MBD. Los productos
petroquímicos más importantes de la refinería de Lake Charles son propileno, benceno y
mezcla de xilenos. Sus productos industriales incluyen azufre, combustibles residuales y coque
de petróleo. Esta refinería posee uno de los más altos niveles de capacidad para producción de
productos de alto valor agregado en los Estados Unidos, con una capacidad de flujo múltiple
que le permite continuar operando aún cuando una o más unidades se encuentren fuera de
operación. Esta refinería tiene un índice de Complejidad de Proceso Solomon de 18,2
66
(comparado con un promedio de 14,0 para las refinerías de los EE.UU. según la encuesta más
reciente disponible de Solomon Associates, Inc.). El índice de Complejidad de Proceso
Solomon es una medida industrial que cuantifica la capacidad de la refinería para elaborar
productos de alto valor.
La Refinería Corpus Christi de CITGO, en Texas, tiene una capacidad de 157 MBD y una
tecnología de procesamiento que le permite producir gasolina de grados que superan a la
mayoría de sus competidores en los EE.UU. y reducir los niveles de azufre en los productos
refinados de petróleo. Esta refinería tiene un índice de Complejidad de Proceso Salomón de
16,5. Los productos petroquímicos principales de la refinería de Corpus Christi incluyen
cumeno, ciclohexano y aromáticos (incluyendo benceno, tolueno y xileno).
La Refinería Lemont transforma crudo pesado en una amplia gama de productos refinados.
Tiene una capacidad de refinación de 167 MBD y un Indice de Complejidad de Proceso
Solomon de 11,7. Incluye una instalación de conversión profunda de alta flexibilidad que
produce principalmente, gasolina, diesel, combustible para aviones y petroquímicos.
Las Refinerías Paulsboro, en New Jersey y Savannah, en Georgia, son especializadas en
producción de asfalto; también cuentan con instalaciones para procesar crudo liviano de bajo
contenido de azufre, si las condiciones son favorables.
El 16 de agosto del año 2006, CITGO vendió el 41,25% de su participación en LYONDELLCITGO siendo efectiva la operación el 31 de julio del año 2006. Actualmente, PDVSA y Lyondell
poseen un nuevo acuerdo de suministro de crudo con un término inicial de agosto 2006 a julio
2011.
Durante el año 2007, las inversiones realizadas por CITGO en gran medida estuvieron dirigidas
a cumplir con las nuevas regulaciones ambientales. En este sentido, se inició la fase de diseño
básico de programas de Diesel Ultra Bajo Azufre en las refinerías de Corpus Christi y Lemont,
mientras que en la refineria de Lake Charles se encuentra en fase de construcción los Sistemas
de Reducción de NOx.
A través de la Refinería Chalmette, una empresa mixta de participaciones iguales entre PDVSA
y ExxonMobil, PDVSA tiene una participación en capacidad de refinación de 92 MBD en una
refinería localizada en Chalmette, Louisiana. La Refinería Chalmette procesa crudo extrapesado
mejorado producido por la empresa mixta Cerro Negro. PDVSA (a través de PDV Chalmette)
tiene la opción de comprar hasta 50% de los productos refinados producidos en la Refinería
Chalmette. Durante el año 2007, las inversiones realizadas fueron con el propósito de poner al
día la refinería para cumplir con las regulaciones ambientales actuales. Esto incluye el
programa de Bajo Contenido de Azufre para producir Diesel de Azufre Ultra Bajo, (programado
a comenzar para abril de 2008) y Gasolina de Bajo Contenido de Azufre (actualmente en
operación). La refinería fue afectada en el 2005 por el huracán Katrina y su recuperación fue
excepcional (sólo 2 meses y medio de pérdida de utilización). Durante el año 2007, se
alcanzaron varias metas en cuanto al área ambiental, destacándose un mejor rendimiento en el
proyecto de manejo de Gas, permisos para la disposición del agua y cierre seguro de las
antiguas lagunas de tratamiento de agua.
PDV Holding y ConocoPhillips poseen una unidad de destilación de crudo al vacío de 110 MBD
y una unidad de coquificación retardada de 58 MBD, integradas dentro de una refinería
existente propiedad de ConocoPhillips en Sweeny, Texas. En esta instalación, cada socio
posee 50% de participación. ConocoPhillips, ha entrado en acuerdos de suministro de crudo a
largo plazo con PDVSA para abastecer a la Refinería Sweeny con crudo pesado ácido. Los
ingresos de la Empresa Mixta Sweeny consisten de los honorarios pagados por ConocoPhillips
a la Empresa Mixta bajo el acuerdo de procesamiento, más cualquier ingreso proveniente de la
venta de coque a terceras partes. Un aspecto destacado de este negocio durante el año 2007,
está constituido por las ganancias de la venta de coque, las cuales han sido mayores a las
presupuestadas para el año debido a los altos precios de venta en el mercado Norteamericano.
PDVSA posee 50% de la Refinería Hovensa L.L.C en las Islas Vírgenes de los EE.UU. que era
anteriormente propiedad de Hess Oil Virgin Islands Corporation, con una capacidad actual de
67
refinación de aproximadamente 495 MBD. La empresa mixta ha firmado contratos de suministro
a largo plazo con PDVSA por hasta 60% de sus requerimientos de crudo. Durante 2002,
Hovensa completó la construcción de una unidad de coquificación retardada e instalaciones
relacionadas que había estado construyendo a propósito de la formación de la Empresa Mixta.
Hovensa también ha estado invirtiendo en un Programa de Bajo Contenido de Azufre para
cumplir con las regulaciones ambientales existentes. Este programa incluye una unidad de
Diesel de contenido de Azufre Ultra Bajo (actualmente en operación) y Gasolina de Contenido
de Azufre Bajo, el cual se espera esté iniciando operaciones en Enero de 2008. También en
proyectos mayores, se espera en el año 2008 la culminación de los Proyectos Expansión de la
Turbina GT-13 a finales del mes de marzo y Tratamiento de Aguas II a mediados del mes de
junio.
Europa
A través de Rühr Oel GmbH (ROG), una empresa mixta propiedad 50% de PDVSA y 50% de
Deutsche BP, se tiene una participación patrimonial en cuatro refinerías en Alemania
(Gelsenkirchen, Neustadt, Karlsruhe y Schwedt), cuyas capacidades de refinación de crudo al
31 de diciembre de 2007, eran de 230 MBD, 260 MBD, 312 MBD y 240 MBD, respectivamente.
ROG también posee dos complejos petroquímicos (Gelsenkirchen and Münchmünster.) El
complejo Gelsenkirchen incluye unidades modernas a gran escala que están integradas con las
refinerías localizadas en el mismo complejo y produce, principalmente, olefinas, productos
aromáticos, amoníaco y metanol. El complejo Münchmünster, integrado con la refinería cercana
de Bayernoil (Neustadt), produce principalmente olefinas. Los complejos petroquímicos de ROG
tienen una capacidad de producción promedio de aproximadamente 3,8 millones de toneladas
métricas (MMTM) de olefinas por año, productos aromáticos, metanol, amoníaco y varios otros
productos petroquímicos. Durante el año 2007, se reportó gran avance en el proyecto de
adecuación ISAR de la refinería de Bayernoil (Neustadt), el cual se espera este operativo a
finales de junio de 2008. Asimismo, para cumplir con las regulaciones ambientales exigidas por
la Comunidad Europea, las refinerías de ROG están realizando considerables inversiones en
esta área, destacándose en el 2007 la completación de la adecuación de la Unidad de
Separación de Reformado de la refinería de Gelsenkirchen, la reconstrucción del Sistema de
Recobro de Azufre en el sitio de Horst y el incremento de capacidad en recobro de azufre y
reconstrucción de unidades de tratamiento de gas en el sitio de Sholven.
A través de AB Nynäs Petroleum, empresa mixta propiedad en 50,001 % de PDV Europa y
49,999% de Neste Oil, se tiene una participación en tres refinerías especializadas: Nynäshamn
y Gothenburg, en Suecia, y Dundee en Escocia. La capacidad de refinación de éstas para el 31
de diciembre de 2007 era de 29 MBD, 11 MBD y 9 MBD respectivamente. Las refinerías Nynäs
están diseñadas especialmente para procesar crudo pesado ácido. PDVSA a través de Nynäs
también posee 25% de participación en una refinería en Eastham, Inglaterra, especializada en
la producción de asfalto, que tiene una capacidad de refinación de 18 MBD.
La Refinería Nynäs en Nynäshamn produce asfalto y aceites especiales de bases nafténicas. Y
en Dundee, Gothenberg y Eastham son especializadas en producción de asfalto. Nynäs compra
crudo de PDVSA y produce asfalto y aceites especiales de bases nafténicas. Es importante
destacar que las proporciones de componentes nafténicos, parafínicos y aromáticos del crudo
pesado ácido venezolano, lo convierte en una materia prima particularmente apropiada para
ambos productos. Los productos de asfalto se utilizan para la construcción de carreteras y en
varios propósitos industriales. Por su parte, los aceites especiales de bases nafténicas se
utilizan, principalmente, en transformadores eléctricos, como aceites para procesos mecánicos
y en industrias de goma y tintas para impresión. Aspectos resaltantes para Nynäs durante el
año 2007 fueron la firma de un nuevo convenio de suministro de crudo con PDVSA, la firma de
un nuevo convenio de suministro de insumos con la refinería Lyondell en Houston y la
obtención de muy buenos márgenes en el negocio de nafténicos.
68
La siguiente tabla muestra el balance consolidado de refinación nacional e internacional
detallando; la capacidad de refinación, aportes de crudo provenientes de producción
propia/terceros, compra de insumos y tasa de producción.
Capacidad Total de Refinación
Participación neta de PDVSA
2007
MBD
4.287
3.098
2006
MBD
4.287
3.098
2005
MBD
4.552
3.207
Alimentación a Refinación (1)
Crudo - Suministrado por PDVSA (2)
Liviano
Mediano
Pesado
Subtotal
Crudo - Suministrado por Terceros
Liviano
Mediano
Pesado
Subtotal
Otros Insumos
Suministrados por PDVSA
Suministrados por Terceros
Subtotal
Alimentación Total a Refinación (3)
Suministrado por PDVSA
Suministrado por Terceros
Alimentación Total a Refinación
Factor de Utilización (4)
1.964
837
2.801
81%
70%
30%
100%
2.013
887
2.900
85%
69%
31%
100%
1.988
860
2.848
82%
70%
30%
100%
Productos Obtenidos (5)
Gasolinas / Naftas
Destilados
Residual de bajo Azufre
Residual de alto Azufre
Asfalto / Coque
Lubricantes
Petroquímicos
Otros
Total Producido
Ganancias/pérdidas
Total Producido
937
892
75
274
130
13
107
434
2.862
-61
2.801
33%
32%
3%
10%
5%
0%
4%
15%
102%
-2%
100%
960
985
69
246
132
18
87
449
2.947
-47
2.900
33%
34%
2%
8%
5%
1%
3%
15%
102%
-2%
100%
955
934
62
247
118
17
85
497
2.916
-68
2.848
34%
33%
2%
9%
4%
1%
3%
17%
102%
-2%
100%
446
858
478
1.782
16%
31%
17%
64%
466
607
776
1.849
16%
21%
27%
64%
456
595
782
1.833
16%
21%
27%
64%
387
116
236
739
14%
4%
8%
26%
449
108
242
798
15%
4%
8%
28%
396
151
230
777
14%
5%
8%
27%
182
98
280
6%
3%
10%
164
88
253
6%
3%
9%
155
84
239
5%
3%
8%
(1) El crudo producido por PDVSA aportó 70%, 69% y 70% de los requerimientos totales de crudo e insumos de las
refinerías en las que posee participación para los años 2007, 2006 y 2005, respectivamente.
(2) Incluye suministros de entidades que no están sujetas a nuestro control.
(3) Contabiliza la participación de PDVSA en crudo y otros insumos.
(4) Cociente entre el crudo total para refinación y la participación de PDVSA en capacidad de refinación.
(5) La participación de PDVSA en la gama de productos.
69
Nuevos Proyectos de Refinación
La estrategia de refinación enmarcada dentro del Plan Siembra Petrolera, como ya se indicó, se
enfoca en la expansión de la capacidad y en el mejoramiento de la eficiencia de las operaciones
aguas abajo. Las reservas de crudo de Venezuela están constituidas mayormente por crudos
pesados y extrapesados (aprox. 69% de las reservas probadas), por lo que el Plan Siembra
Petrolera de Refinación está orientado a incrementar la capacidad de procesamiento de estos
crudos, mediante la implementación de los siguientes proyectos en Venezuela:
•
•
•
•
•
•
Mejoradores de Crudos Extra Pesados de la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO),
en trenes de 200 MBD.
Refinería Cabruta = 400 MBD, dos fases de 200 MBD c/u.
Refinería Batalla de Santa Inés = 50 MBD.
Refinería Zulia = 200 MBD (en previsualización).
Refinería Caripito = 50 MBD, en proceso de desarrollo de los estudios sobre
oportunidades de mercado del producto (asfalto).
Adecuación de plantas existentes (Centro de Refinación Paraguaná, Refinería
Puerto La Cruz y Refinería El Palito), lo cual, modificará el patrón de refinación
actual logrando incrementar el procesamiento de crudos pesados venezolanos.
En las refinerías ubicadas en los EE.UU., Europa y el Caribe se realizarán inversiones con el fin
de cumplir con los estándares de calidad estipulados por esos mercados. En adición, se
invertirá en la expansión de las refinerías de Kingston-Jamaica (de 36 a 50 MBD) y CienfuegosCuba (de 65 a 150 MBD). Igualmente se adelanta la ingeniería de una nueva refinería con
Petrobrás en el nordeste de Brasil, para una capacidad de 200 MBD y se han iniciado los
estudios para nuevas refinerías en Manabí, Ecuador (300 MBD), El Supremo Sueño de Bolívar
en Nicaragua (150 MBD, en dos etapas de 75 MBD cada una), Caribe Oriental en Dominica (10
MBD), Belice (10 MBD), China (tres refinerías de 400 MBD, 200 MBD y 200 MBD,
respectivamente), Siria (140 MBD) y Vietnam (200 MBD).
4. Comercio y Suministro
a. Exportaciones
La gestión de Comercio y Suministro se desenvolvió durante el año 2007 en el contexto de un
mercado mundial de crudos caracterizado por altos márgenes de refinación, continuación de los
problemas de producción en Nigeria, una oferta de crudos que no crece al mismo ritmo de la
demanda y la percepción de que la economía de los Estados Unidos comienza a deteriorarse
pudiendo afectar la economía mundial.
En este entorno se continuó materializando las estrategias generales del comercio de PDVSA:
•
Suplir prioritariamente el mercado interno mediante el suministro confiable y oportuno
de crudos y productos.
•
Lograr los mejores precios del mercado internacional en la comercialización y venta de
hidrocarburos.
•
Disminuir costos asociados a transporte, almacenamiento e infraestructura.
•
Diversificar los mercados para nuestros crudos y productos con visión hacia el mercado
asiático (China) y dar soporte a la integración energética con los países de Suramérica,
Centroamérica y el Caribe.
•
Honrar los acuerdos gubernamentales a nivel internacional suscritos para suministro,
intercambio y obtención de financiamientos.
70
Las exportaciones de la nación de crudos y productos al mercado en el año 2007, alcanzaron
2.789 MBD, lo que representa una disminución de 186 MBD con respecto al año 2006 (2.975
MBD) debido fundamentalmente a una menor producción de crudos. De este total, las
exportaciones de crudo, fueron de 2.116 MBD y 673 MBD de productos refinados en Venezuela
y líquidos del gas natural (LGN).
Tabla Exportación Nación (MBD)
Exportaciones
EXPORTACIONES DE HIDROCARBUROS
LÍQUIDOS
Detalle por empresa exportadora y tipo de
hidrocarburo
(MBD)
Años 2003 a 2007
Cifras en MBD
53
89
2.615
-
2.612
-
2.527
2.275
Total (petróleo y productos)
Empresas filiales
Pdvsa Petróleo
Pdvsa Gas
Bitor
Commerchamp
Terceros en la Faja
2007
2.789
2.496
2.390
67
26
13
293
2006 (1)
2.975
2.615
2.482
74
43
16
360
2005
3.023
2.612
2.454
56
86
16
411
2004
2.786
2.474
2.407
49
18
312
2003
2.429
2.186
2.125
51
10
243
Petróleo
Empresas filiales
Pdvsa Petróleo
Liviano
Mediano
Pesado y extrapesado
Bitor (2)
Terceros en la Faja
Productos (refinados y Orimulsión®)
Empresas filiales
Pdvsa Petróleo
Gasolinas y naftas
Destilados
Combustible residual ("fuel oil")
Asfalto
Kerosen/Turbocombustibles/Jet
Otros
Pdvsa Gas
Bitor
Orimulsión® (2)
Combustible residual ("fuel oil")
Commerchamp
Combustible residual ("fuel oil")
Kerosen/Turbocombustibles/Jet
Terceros en la Faja (coque, azufre)
2.116
1.874
1.874
567
290
1.017
242
673
622
516
80
133
160
10
59
74
67
26
26
13
4
9
51
2.210
1.917
1.917
634
255
1.028
293
765
698
565
95
140
174
16
58
82
74
43
25
18
16
8
8
67
2.206
1.876
1.876
689
248
939
330
817
736
578
87
162
189
20
60
60
56
86
86
16
8
8
81
2.135
1.867
1.814
624
298
892
53
268
704
660
593
103
178
174
20
61
57
49
18
11
7
44
2.016
1.773
1.684
657
299
728
89
243
502
502
441
108
110
124
10
57
32
51
10
5
5
-
(1) Se incluyen exportaciones de 5,4 MBD y 13 MBD de Orimulsión® correspondientes a la alícuota de
Bitor y Terceros en la empresa Sinovensa.
(2) Bitor para el año 2003 y 2004 se incluía en crudos, a partir del año 2005 se incluyó en los productos.
En cuanto a los destinos de las exportaciones totales de petróleo en el 2007 1.461 MBD (69%)
fue exportado a los países de Norteamérica (incluyendo a la isla estadounidense de Saint Croix
en el Caribe); 316 MBD (15%) al Caribe; 16 MBD (1%) a Centroamérica; 24 MBD (1%) a
Suramérica;176 MBD (8%) a Europa; 112 MBD (5%) a Asia, 9 MBD (0,4%) a África y 2 MBD de
exportaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco.
71
Del total de productos refinados y líquidos del gas natural generados en Venezuela
aproximadamente 673 MBD (53%) fueron exportados. De éstos, 230 MBD (34%) se vendieron a
los países de Norteamérica (incluyendo a la isla estadounidense de Saint Croix en el Caribe);
169 MBD (25%) al Caribe; 17 MBD a Centroamérica (3%); 50 MBD (7%) a Suramérica, 97 MBD
(14%) a Europa, 87 MBD (13%) a Ásia; 8 MBD (1 %) a África y 15 MBD (2 %) a localidades no
registradas por tratarse principalmente de naves en tránsito.
A continuación se muestra la tabla de exportaciones por destino efectuados al 31 de diciembre
2007 y 2006 de petróleo y productos:
EXPORTACIONES DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS DE VENEZUELA
Detalle por país de destino y tipo de hidrocarburo
(MBD)
Petróleo (3)
Destino
Total (1)
Norteamérica
E.U.A. Continental
E.U.A.: Saint Croix (2)
Canadá
México
Caribe insular
Curazao
Caribe insular 2
Aruba
Bahamas
Bonaire
Cuba
Jamaica
Puerto Rico
Rep. Dominicana
San Eustaquio
St. Lucia
Trinidad
Centroamérica
Costa Rica
El Salvador
Guatemala
Honduras
Nicaragua
Panamá
Suramérica
Argentina
Bolivia
Brasil
Chile
Colombia
Ecuador (*)
Paraguay
Perú
Uruguay
2007 (*)
2116
1461
1145
295
21
316
201
115
20
1
2
45
22
12
5
8
16
13
2
1
24
1
23
Total
Productos
2006
2210
1449
1158
280
11
363
226
137
29
4
9
41
19
15
2
7
11
22
13
4
5
42
13
29
2007
673
230
218
1
8
3
169
8
161
1
90
42
3
7
16
2
17
9
1
2
3
2
50
2
13
2
1
30
1
1
-
2006
765
255
242
2
8
3
152
15
137
64
38
4
1
28
2
14
8
1
2
3
38
1
2
20
3
2
8
1
1
-
Petróleo (3)
2007
2006
2789
1691
1363
296
29
3
485
209
276
21
91
2
87
25
7
28
2
5
8
33
22
3
2
3
1
2
74
2
13
2
1
30
1
2
23
2975
1704
1400
282
19
3
515
241
274
29
68
9
79
23
1
43
4
7
11
36
21
5
2
5
3
80
1
2
20
3
2
8
1
14
29
Destino
Europa
Alemania
Bélgica
Bulgaria
Croacia
España
Francia
Grecia
Holanda
Italia
Malta
Portugal
Reino Unido
Suecia
Otros
Asia
China
India
Japón
Líbano
Malasia
Singapur
Turquía
Africa
Angola
Costa de Marfil
Marruecos
Nigeria
Senegal
Túnez
Otros (4)
Faja
Commerchamp
Total
Productos
2007
2006
2007
2006
2007
2006
176
27
15
41
2
27
16
26
20
2
112
85
22
5
9
9
2
2
-
230
20
16
78
12
31
9
11
36
15
2
93
46
44
1
2
11
97
3
2
20
11
10
10
18
1
20
2
87
10
52
25
8
7
1
15
2
13
114
2
2
3
29
18
9
17
13
1
1
18
1
137
51
1
1
1
70
13
11
1
7
1
1
1
44
27
17
273
27
15
3
2
61
13
10
37
34
1
46
20
4
199
95
22
5
52
25
17
9
7
1
17
4
13
344
20
18
2
3
107
30
9
48
22
1
12
54
15
3
230
97
45
1
2
72
13
22
1
11
7
1
1
1
44
27
17
11
-
(1) Se incluye PDVSA Petróleo, empresas de la Faja, Bitor y LGN de Pdvsa Gas
(2) Las exportaciones a la isla caribeña estadounidense Saint Croix, se incluyen en Norteamérica y no en el Caribe
(3) Petróleo: Incluye petróleo crudo y petróleo mejorado
(4) Otros: En la Faja: Destinos no suministrados por socios de la Faja. Commerchamp: Ventas de
combustibles a naves en tránsito, en aeropuertos y puertos internacionales
del país.
El nivel de las exportaciones de Commerchamp, filial de PDVSA dedicada a la venta de
combustibles a las naves en tránsito en puertos y aeropuertos internacionales del país, fue de
4,2 MBD de combustible residual para barcos y 8,3 MBD de combustible para motores a
reacción de aeronaves, totalizando 12,5 MBD.
En materia de comercialización internacional de productos al detal, a cargo de Commercit, esta
empresa logró exportar 618 mil galones a través de las filiales internacionales PDV Ecuador,
PDV Brasil y PDV Guatemala; ésta última para el mercado de ese país, de El Salvador y de
Belice.
72
La comercialización internacional deja en 2007 logros asociados a las diversas estrategias. En
la tabla siguiente, se muestran las ventas de productos en las cuales, además de las
exportaciones, se incluyen ventas desde la Refinería Isla, operada por PDVSA en Curazao, y
transacciones de compra-venta en el exterior, realizadas en pequeña cantidad para satisfacer
acuerdos internacionales.
Tabla Resumen de ventas de productos a nuevos mercados (MBD)
Ventas de productos
Destino
2007
2006
Variación
Caribe insular
195
173
13%
Centroamérica
27
14
90%
82
209
63
183
29%
14%
Suramérica
Asia
La visión particular hacia el mercado asiático enmarcada en la estrategia de diversificación de
mercados, resultó en un aumento del comercio de productos a 209 MBD, y si incluimos las
ventas de crudo, a un total de 324 MBD en comparación con 287 en el año anterior.
También se puede apreciar en las cifras de la tabla anterior, la implementación de la estrategia
de la integración energética fortalecida dentro del marco de los acuerdos de cooperación
energética, con la firma de nuevos contratos de suministro de crudos y productos: con Ecuador
para el intercambio de crudo por productos; con Nicaragua para el suministro inicial de hasta 10
MBD. El 29 de abril, gracias al Acuerdo Energético del Alba, aumentaron las cuotas de
Nicaragua de 10 a 27 MBD, Haití de 7 MBD a 14 MBD, y Bolivia de 200 MBD a 250 MBD.
En síntesis, la gestión internacional del comercio de PDVSA deja un satisfactorio balance de
ventas a precios de mercado, con soporte a la unión latinoamericana, ampliación de mercados
hacia el hemisferio oriental y cumplimiento de todos los acuerdos internacionales.
b.
Mercado Interno
El suministro al mayor de productos derivados del petróleo a toda la geografía nacional está a
cargo de la Organización de Comercialización y Distribución Venezuela de PDVSA Petróleo.
73
Tabla Ventas de PDVSA al mercado local de Líquidos y Gas
2007
2006
2005
2004
2003
564
82
548
83
506
78
485
69
432
58
482
465
428
416
374
274
257
240
232
209
137
41
11
6
6
4
2
1
133
45
11
5
7
5
1
1
121
40
8
6
7
5
1
1
115
42
6
5
7
5
2
2
98
45
5
5
5
5
1
1
512
431
392
354
302
1077
979
898
839
734
Gas natural (MMPCD)
2973
2632
2394
2055
1751
Gas natural ($/MPC)
0,77
0,54
0,54
0,55
0,61
Líquidos ($/Bl)
7,29
7,07
6,97
7,44
6,61
Líquidos (MBD)
Gas natural licuado (MBD)
Productos Refinados (MBD)
Gasolinas para automóviles
Gasóleos y destilados
Residual
Asfaltos
Kerosén y turbocombustibles
(1)
Otros
Aceites, lubricantes y grasas
Naftas
Azufres y otros químicos
Gas natural (MBpe)
Total Liquidos y Gas natural (MBpe)
Notas
(1) Otros: propileno, negro humo, solventes, parafinas, gasolina de aviación, gasolina blanca y coque.
Durante el año 2007 el consumo de gasolinas para automóviles aumentó en 17 MBD (6,7%)
con respecto al año anterior; los demás productos conservan niveles de consumo semejantes a
los de años anteriores. Un aspecto interesante que puede apreciarse en la tabla es el
importante subsidio para el consumo local.
La gestión se caracterizó por satisfacer de manera consistente el mercado interno, y mejorar
significativamente la confiabilidad operacional, fortalecer su red de distribución con miras al
crecimiento de la demanda que acompaña al desarrollo nacional, respaldar ampliamente a
pequeñas empresas y cooperativas a través de su contratación y adiestramiento, aumentar las
operaciones fronterizas, ejecutar numerosas obras civiles para la sociedad y crear nuevos
puestos de trabajo.
En cuanto a la confiabilidad del suministro, los niveles de inventario de productos blancos de
consumo masivo se mantuvieron en un 95,5 % de la meta promedio nacional, de 65% de la
capacidad de almacenamiento. Se realizó el mantenimiento a numerosos tanques de
almacenamiento (Bajo Grande, Guatire, El Guamache, Maturín, Yagua), se alcanzó la
certificación ISO 9000 en el Distrito Centro, y cero “no conformidades” en auditorías de
mantenimiento al sistema de calidad del Distrito Occidente.
Se dedicaron recursos
cuidadosamente jerarquizados para incrementar la confiabilidad de los procesos medulares de
recepción, almacenaje y despacho, actualizando para ello la instrumentación y control, e
implantando tecnologías de punta para su alimentación con energía ininterrumpida para una
74
administración de paradas de emergencia más eficiente así como para el aumento de la tasa de
despacho y la protección de motores de bombeo. Se incorporó la Gerencia de Servicio
Logístico en la estructura organizativa del Distrito Centro para apoyar al Plan Vial Nacional, al
suministro a puertos y aeropuertos, y al desarrollo social, particularmente a través del fomento
de las empresas de producción social (EPS.)
También con la finalidad de robustecer la confiabilidad del suministro al mercado local, PDVSA
Petróleo ejecutó un plan extraordinario de mantenimiento de sus plantas de distribución a través
de 389 contratos. Es importante destacar que este plan significó un importante estímulo para
proveedores nacionales ya que del flujo de efectivo asociado de 37,67 millones de dólares
menos del 1% se dedicó a empresas tradicionales, siendo prácticamente la totalidad de este
plan ejecutado con empresas de producción social y pequeñas y medianas empresas.
Con miras a las operaciones del futuro que deberán satisfacer el sostenido crecimiento de la
demanda, múltiples proyectos avanzaron. En lo que respecta a proyectos en etapas de diseño,
se finalizó la ingeniería conceptual de la reubicación de la planta de distribución Catia La Mar, la
visualización de la planta de distribución de Táchira, y el estudio preliminar del aumento de
capacidad del poliducto El Palito – Barquisimeto. Avances físicos se registraron en diversos
proyectos mayores, de ellos los más relevantes son el de Suministro a Falcón y Zulia (Sufaz)
que se encuentra en fase de fabricación de tuberías, y el de ampliación de la Red Sumandes
sector Zulia (“SLZ”), en obras a un tercio de su culminación.
Gas Natural Vehicular (GNV)
Simultáneamente con la ampliación futura de distribución de combustibles tradicionales se
trabajó en las bases para la sustitución masiva del la gasolina como combustible automotor por
el “gas natural vehicular” (GNV), que es un combustible más limpio, menos costoso, y cuyo uso
permitirá liberar cuantiosas cantidades de líquidos del mercado interno para la exportación. En
esta dirección se dieron los primeros pasos para la construcción del parque industrial de
fabricación de envases, compresores y surtidores, se adquirió un nutrido inventario de equipos
de conversión provenientes de Argentina, se generaron 77 nuevos puntos de expendio y unos
400 vehículos fueron convertidos al uso dual de GNV y gasolina. El proceso experimentó
dilación por factores exógenos y nacionales: por un lado, la gestión de procura para disponer de
100 mil equipos de conversión para el año 2007 no fue todo lo efectiva que se esperaba, debido
en parte al aumento mundial de la demanda de estos equipos; y por el otro, el alto nivel de uso
de los vehículos estatales atenuó significativamente la posibilidad de que sus usuarios los
cediesen para las pruebas y conversiones.
En vista de lo anterior, se prevé para el año 2008 la conveniencia de acelerar aún más la
construcción y acuerdos de operación del parque industrial así como la implantación de una
política de estímulo a los entes del Estado para que se involucren con el programa de
conversiones.
c. Deltaven, S.A
Deltaven, S.A. como empresa distribuidora de productos derivados de petróleo, atendió a
consumidores de combustibles y lubricantes en el país comprendidos principalmente por tres
grandes categorías:
75
• Estaciones de servicio.
• Puertos y aeropuertos.
• Sector industrial, principalmente eléctrico y ferrominero.
Su gestión se caracterizó por un suministro confiable durante todo el año, con moderada
expansión en un mercado de bajo crecimiento. Comercializó 278 MBD productos, un 2% más
que el año anterior, descompuestos de la siguiente manera: combustibles de uso automotor al
detal: 134 MBD; combustible industrial: 93 MBD; combustible residual: 41 MBD; combustibles
de aviación: 5 MBD y especialidades: 5 MBD que incluye asfalto (4,3 MBD), del que Deltaven es
el principal proveedor en el país.
Para su actividad, Deltaven abasteció 987 estaciones de servicio, las que constituyen un 53 %
de las 1.860 estaciones del país, siendo por lo tanto la marca PDV la de mayor presencia en
comparación con todas las otras marcas juntas: Trébol, BP, Texaco, etc. En 2007, se añadieron
11 nuevas estaciones de este tipo: Puerto Vivas, en Barinas; Puerto Viejo y Palmarito, en
Mérida; La Vela y Puerto Cumarebo, en Falcón; Robledal, Pampatar y Boca del Río, en Nueva
Esparta; Cata, en Aragua; Playa Blanca, en Carabobo, y La Zorra en Vargas.
Además del cumplimiento de las responsabilidades operativas y sociales, Deltavén se ocupó
por mejorar las características y condiciones dentro de las cuales se realizan una serie de
progresos: se culminó la construcción del módulo de despacho del aeropuerto de Valencia; se
culminó la remodelación de diversas estaciones de servicio (E/S), y se ejecutan otras,
destacándose: E/S El Río, E/S Veitia, E/S Carabobo, E/S Santa Elena de Uairén y E/S Río
Catatumbo; se inició en la planta envasadora de Cardón la preparación del nuevo lubricante
“Ultradiesel MT” para uso en plantas eléctricas; se completó el “Registro de Actividades
Susceptibles de Degradar el Ambiente” (R.A.S.D.A.) para las estaciones de servicio y para la
flota automotor de transporte de combustibles; se inició el proceso de certificación ISO
9001:2000, lográndose avances del 38%; se ejecutó el cambio de imagen en 64 EE/SS
generando 1.884 empleos directos e indirectos (a la fecha se han completado 533 EE/SS de un
total de 739); se realizaron campañas promocionales para el fortalecimiento de la marca PDV
en el mercado nacional.
La visión hacia el futuro luce optimista con miras a la inauguración de nuevas estaciones de
Servicios (E/S): E/S José Gregorio Hernández, en Portuguesa y E/S Ojo de Agua, en Miranda;
E/S Parador Turístico Yagua en Carabobo; E/S Mirador en Portuguesa; Internacional Santa
Elena de Uairén, en Bolívar, y aquéllas de promoción del desarrollo de la actividad pesquera en:
Cata, El Baúl, Manzanillo, Boquerones, Arismendi, El Samán, El Hatillo, San Rafael de
Atamaica, El Yagual, Las Bonitas y La Urbana.
5. Transporte/Buques y Tanqueros
Las organizaciones navales de PDVSA se desenvolvieron en 2007 en un mercado de fletes
internacionales muy competitivo y con tendencia a la baja disponibilidad de buques debido a la
situación mundial de exigencias operacionales, derivadas de medidas de seguridad sin
precedentes que además originaron altas primas de seguro.
76
a. Suministro y Logística
La organización de suministro y logística de PDVSA desarrolló una intensa actividad naviera
para la logística del suministro de hidrocarburos en el ámbito nacional e internacional. Esta
actividad se puede apreciar por la coordinación logística de los buques propiedad directa de
PDV Marina más la de buques fletados de manera ocasional o por plazos de tiempo, lo que
equivale a una flota de unos sesenta barcos simultáneamente cada mes del año. También
desarrolló fructíferos esfuerzos para bajar los costos de almacenamiento y transporte y para
mejorar la composición de la flota fletada.
Los costos de almacenamiento de hidrocarburos en el exterior disminuyeron a consecuencia de
la selección de tancaje, el esfuerzo de negociación de tarifas y el control financiero y
operacional. También bajaron los costos de transporte debido a una disminución a la mitad de
las demoras en los despachos desde almacenamiento en el exterior, en especial los de "fuel oil"
que bajaron a cero demoras.
La flota controlada (buques fletados por tiempo), se renovó incorporando naves que se adecúan
a las nuevas regulaciones ambientales y de seguridad marítima (doble casco, sistemas de
control Marpol4) y que además son más versátiles para los nuevos requerimientos de los
mercados. Siete de estos buques de bandera extranjera se incorporaron al servicio de cabotaje
para reforzar las operaciones en el mercado interno, incluyendo el suministro de propano a El
Tablazo, y de gas licuado de petróleo (GLP) al sistema Carenero-Guatire, para la fabricación de
productos petroquímicos y el garantizar abastecimiento del combustible de cocina,
respectivamente. Además, se mejoraron los términos de contratos de fletamento de buques,
por ejemplo las cláusulas de terminación, reclamo de demoras, tiempo de plancha y
operaciones.
Mención especial en la gestión de Suministro y Logística merece la toma y control de las
operaciones y programaciones de despacho y recibo relacionadas con las empresas
procesadoras de crudo extrapesado de la Faja Petrolífera del Orinoco, toda vez que PDVSA
asumió el control operacional de ellas (en vías hacia la transformación a Empresas Mixtas con
mayoría accionaria del Estado.
b. PDV Marina
PDV Marina es una empresa de PDVSA 100% propietaria de 21 buques; trece de ellos son
propiedad directa de la misma y ocho son propiedad de su filial Venfleet, los cuales navegan
con bandera panameña.
Los trece de propiedad directa, de tamaños que varían entre "handy size" y "aframax", permiten
el manejo de diversidad de hidrocarburos: gas licuado de petróleo (dos), asfaltos (dos),
lubricantes y productos químicos (dos), productos refinados blancos (cuatro), y petróleo (tres).
Durante el año 2007, se inició el proceso de reemplazo de dos de los buques petroleros de
propiedad directa, por haber agotado su vida útil para el transporte, y por tanto se utilizan para
fines de almacenamiento. Por su parte, los ocho buques de la flota de Venfleet, todos de
tamaño "lakemax", están dedicados exclusivamente al transporte de petróleos.
4
Marpol (abreviación de polución marina) es un convenio internacional (resultante en un conjunto de normativas internacionales)
para prevenir la contaminación causada por buques, el cual fue desarrollado por la Organización Marítima Internacional (OMI),
organismo especializado de la ONU.
77
Durante el año 2007, PDV Marina ejerció eficientemente el suministro del servicio de transporte
de hidrocarburos, su misión principal, al tiempo que cumplió con el objetivo estratégico de
promover el desarrollo endógeno del sector naviero nacional.
La empresa transportó un promedio de 830 mil barriles diarios (MBD) de crudos y productos, de
los cuales 413 MBD corresponden al mercado doméstico. Esta intensa actividad, reflejada en
los volúmenes transportados, estuvo asociada a las debidas previsiones en cuanto a las
condiciones de operación de la flota, las cuales se combinaron con las estrategias del Estado.
Así, para el mantenimiento de la flota se implantaron dos nuevas políticas: una orientada a la
diversificación internacional del mantenimiento buques, que se inició con el dique seco del
buque Proteo en Vietnam, y otra para el apoyo a la industria nacional materializada en las
reparaciones generales especiales que recibieron buques con 20 años de servicio en los
astilleros nacionales de Dianca, para lo cual se le dio apoyo a esta empresa en cuanto a la
nivelación tecnológica de sus trabajadores. Se alcanza así una ampliación de sus capacidades
en reparaciones y mantenimiento de buques de gran porte.
En cuanto a la calidad de la gestión, PDV Marina recibió nuevamente la certificación
internacional “ISM Code”, del Instituto Nacional de los Espacios Acuáticos e Insulares (INEA),
como autoridad marítima nacional, destacando éste el progreso conseguido en los índices de
seguridad.
La tripulación venezolana a bordo de los buques del tipo “lakemax”, caracterizados por su alto
tránsito en el Lago de Maracaibo, fue incrementada en un 74%. Anteriormente esta tripulación
estaba compuesta mayoritariamente por personal extranjero.
Para el futuro cercano, las acciones tomadas en 2007 resultarán en importantes avances en
cuanto a la calidad y la amplitud de la gestión. En el área laboral, se dilucida una nueva
convención colectiva para el personal de mar, y además, se continúa avanzando en la
implantación de las normas de la Ley Orgánica de Protección de Condiciones y Medio Ambiente
de Trabajo.
En cuanto al mantenimiento futuro de los buques, está cerca la puesta en marcha de la
repotenciación de talleres, lo que incluye la implantación del oficial de talleres y la implantación
del módulo de mantenimiento de la herramienta informática SAP-PM. Estas medidas
aumentarán la eficiencia del mantenimiento y la transparencia en el manejo de los recursos.
Las operaciones continuarán su mejora en seguridad. Los buques de casco sencillo (Paria,
Caura, Morichal, Leander, y Moruy) serán reemplazados dando continuidad al trabajo iniciado
en 2007. Igualmente se avanzó en alto grado (hasta un 95%) la implantación del Sistema
Integral de Riesgo (SIR) PDVSA.
Finalmente, con gran optimismo, se destaca el Convenio de Asociación suscrito entre PDV
Marina y “Petrochina International Company Limited” para la adquisición, operación,
administración y manejo de una nueva flota de buques para el transporte de hidrocarburos al
continente asiático, incluyendo tanqueros de gran capacidad, VLCC (“very large crude carrier”).
En esta flota está planteado el uso de la bandera nacional y la incorporación de personal
venezolano. De este modo se incrementará el empleo nacional, disminuirá el flete de buques
extranjeros y se apoyará comercialmente la gestión de PDVSA.
78
Desarrollo Naval
Siguiendo con el ámbito marítimo, la gestión de la organización de PDV Naval, en evolución
hacia su conformación como empresa, resalta por su aporte al desarrollo del parque naval y la
industria pesada naval del país. En 2007 se dio inicio a la construcción en Brasil y Argentina de
2 de los 12 buques previstos a ser construidos en esos países, y se comenzó al mismo tiempo
la ingeniería en Polonia de 4 buques tipo aframax que serán fabricados en la República
Islámica de Irán. Simultáneamente con la adquisición de estos nuevos buques se adelantaron
durante el año los acuerdos de transferencia tecnológica con los proveedores.
En materia de astilleros se esta gestionando firmar acuerdos con empresa coreana para la
reactivación de Astinave, la que deberá comenzar en el primer trimestre del año 2008. También
se actualizó el acuerdo firmado durante el año 2006 con la empresa brasileña Andrade
Gutiérrez para la construcción del Astillero Nor-Oriental, el cual estará localizado en el estado
Sucre. Ambos proyectos permitirán la construcción y mantenimiento de buques y plataformas
en Venezuela, lo cual incrementa la autonomía en el transporte petrolero y en la producción de
crudos Costa Afuera, y contribuye a consolidar la soberanía naval venezolana.
Finalmente, otro logro importante fue la constitución de la empresa Alba Naviera Venezolana
(Albanave) cuyo anuncio oficial se da a comienzos de 2008, para el fortalecimiento del
transporte marítimo-fluvial en Venezuela y toda la región caribeña, centroamericana y
suramericana. Esta empresa se encargará de transportar carga seca, tal como el carbón de
Guasare y las mercancías de CVG., Pequiven, Bariven, Mercal, etc. El proyecto incluye un
brazo fluvial para el eje Orinoco-Apure, lo que permite visualizar en un futuro la exportación de
productos agrícolas con el apoyo de PDVSA.
6. Investigación y Desarrollo
Las actividades de INTEVEP durante el 2007 se enmarcaron dentro de los compromisos del
Plan Siembra Petrolera, apoyando a la Corporación en las áreas prioritarias de exploración y
producción, refinación e industrialización, costa afuera y áreas tradicionales de crudos livianos y
medianos. Se fortaleció la inversión social, el desarrollo endógeno y las empresas de
producción social.
Se generaron 319 documentos técnicos, 12 artículos para revistas arbitradas y 7 boletines
técnicos para divulgar nuevas tecnologías asociados a los procesos que apoyan la generación y
optimización de esquemas de explotación de yacimientos de hidrocarburos. Se consignaron 37
solicitudes de patentes, 250 registros de marcas y 4 registros de derecho de autor. Se
obtuvieron 25 títulos de patentes, 335 certificados de marcas y 4 registros de derecho de autor.
Asimismo en el año 2007, se captaron 111 casos: 35 patentes, 73 marcas de las cuales se
gestionaron 39, y 3 de registros de derecho de autor. Para apoyar los proyectos del PSP se
aprobaron 36 normas PDVSA en el área de ingeniería de diseño y seguridad industrial e higiene
ocupacional. El proceso de normalización técnica corporativa del CIT-INTEVEP obtuvo la
certificación de calidad de Fondonorma.
INTEVEP participó con 83 trabajos en congresos nacionales y con 118 en eventos
internacionales, además se realizaron 102.249 ensayos analíticos y 320 asistencias técnicas,
esfuerzos orientados a apalancar el desarrollo de los ejes del PSP, asimismo los laboratorios
generales recibieron la acreditación por parte de SENCAMER.
Durante el año 2007 se dedicaron 563.812 horas-hombre a servicios técnicos especializados,
456.528 a Investigación y Desarrollo y 50.824 a Investigación Básica, asimismo 156.051 para
79
formación de personal. Se asignaron 29 personas a planes de formación en Venezuela y 36 a
formación en el exterior, a fin de colaborar en el cierre de brechas técnicas y fortalecimiento de
competencias necesarias para el desarrollo de los distintos proyectos de INTEVEP.
Como respaldo a la protección de la propiedad intelectual de INTEVEP y su acervo tecnológico
se firmaron 42 contratos de licencia de las tecnologías: SOLSURF®, INTEFLOW ®
FOAMDRILL®, INTOIL®, ORIMATITA®, INTEBIOS®, THIXOGAS®, GREENOIL®,
PERMAVISC™, SANTP®. Además se firmaron dos convenios de cooperación tecnológica:
FUNVISIS y Universidad de Carabobo.
Dando continuidad al plan de desarrollo e implantación de la tecnología HDHPLUS®/SHP,
como opción tecnológica a los procesos de conversión profunda, se completo la prueba
experimental del proyecto del RELP alcanzando 21 días de estabilidad con conversión del 80%,
reafirmando la confiabilidad de esta tecnología, asimismo se entregaron los libros
correspondientes al diseño básico de las unidades HDHPLUS®/SHP para la Refinería Puerto
La Cruz, elaborados entre INTEVEP y AXENS S.A.
Se completó la visualización de la refinería de Caripito para procesar 50 MBD de crudo cerro
negro: (1) se desarrollaron pruebas en plantas piloto para la evaluación del comportamiento del
crudo a esa escala, (2) se determinó los destinos finales de los subproductos (distintos al
asfalto) que obtendría la refinería, (3) se desarrolló y completó un estudio socioambiental
específico para la ubicación de la refinería en el estado Monagas, (4) se desarrollaron todos los
documentos asociados a la contratación y (5) se establecieron los acuerdos de confidencialidad
con las compañías seleccionadas para llevar adelante la ingeniería conceptual, básica y FEED
del proyecto.
En conjunto con el grupo de planificación del CRP se identificó la disponibilidad de 170 MBD de
corrientes con potencial para el desarrollo del polo petroquímico Paraguaná; y se propuso un
esquema global de procesos conformados por craqueo térmico y catalítico, y reformación de
nafta liviana y pesada.
Apoyando los procesos de integración energética se realizaron las visualizaciones y opciones
de negocios de las refinerías: (1) Vietnam, procesando 200 MBD de un crudo sintético
venezolano de 16° API, la inversión estimada es de 5.900 millones de dólares, con un VPN de
2.304 millones de dólares y un TIR de 14%, (2) Siria con una participación de PDVSA del 30%,
procesando 140 MBD de los cuales 42 MBD son crudo sintético venezolano de 16° API, con un
VPN de 981 millones de dólares y un TIR de 16,4%, (3) la refinería Supremo Sueño de Bolivar
en Nicaragua con una capacidad de 150 MBD, (4) refinería en Argentina, procesando 10 MBD
del crudo Chañares, para satisfacer compromisos de combustibles de PDV-Argentina. En el
marco de la asistencia técnica en refinación, se entregó una propuesta de asistencia técnica
especializada a PetroEcuador.
Como parte del aseguramiento de mercados y respondiendo a las exigencias ambientales, se
realizó la asistencia técnica a proyectos para la producción de diesel ultra bajo en azufre
(ULSD, por sus siglas en inglés), en las refinerías Lemont, Lake Charles y Corpus Christi, a la
que también se le evaluó el desempeño de la unidad de hidrotratamiento de gasolinas
(SelectFining™), dando como resultado una selectividad del catalizador estable y un tiempo de
vida estimada de 4 años; asimismo, se culminó la primera fase del desarrollo del modelo de
predicción de calidad de gasolinas para las refinerías de PLC y CRP Amuay. Se revisó la
propuesta de reactores en paralelo de Shell Global Solutions para producción de ULSD con el
empleo de DHDV™ (revamp de la unidad de HDT 2 de Cardón).
Fueron presentados al Comité de Etanol los estudios de la corrosividad de la gasolina con
etanol al 10% v/v, cuyos resultados son de gran importancia para la toma de decisiones en el
80
plan de adecuación de las instalaciones que se construirán para la introducción de la gasolina
con el etanol, en septiembre de 2008.
Como apoyo al proceso de optimización de los hidrocarburos y uso eficiente de los mismos fue
aprobada por el Comité Mayor de Suministro (COMSUM) la propuesta técnica de reducción de
octanaje MON de 87 a 85. Este cambio traerá un ahorro económico en la formulación del nuevo
combustible, a la vez que no repercutirá en el desempeño de los vehículos que trabajan con 95
MON.
En el marco del soporte brindado en la aplicación de tecnologías de INTEVEP para la
construcción y mantenimiento de pozos, se obtuvo para la Corporación ahorros de 800 mil
dólares, asimismo se perforaron exitosamente 10 pozos en campo Borburata (con tecnología
propia PERMAVISC®).
Se entregaron siete ingenierías conceptuales para la implantación de 26 equipos CYCINT™ en
las Divisiones Occidente (Tomoporo), Oriente (Anaco, Norte, San Tomé y Morichal) y Centro
Sur (Barinas) que manejaran un promedio de 910 MMPCD con ahorros en costos de fabricación
de 1,3 millones de dólares. Instalados 2 equipos VORTEX en Campo Mara, incrementando la
producción de gas en 800 MPCD.
Se mantuvo el apoyo para garantizar la continuidad operativa de los proyectos de Magna
Reserva, Exploración y Producción e INTEVEP, Cretáceo Lago, Mara La Paz, EFAI y
Plataforma Deltana, mediante el manejo y la administración de datos, plataforma tecnológica,
soporte especializado, generación de mapas, monitoreo y optimización de uso de licencias y
gestión de licenciamiento, adiestramiento y consultoría especializada externa.
Como respaldo al incremento de la productividad de yacimientos se controlaron altos cortes de
agua en procesos de producción (MULTIGEL®) restituyendo 745 BNPD y se entregaron los
diagnósticos y recomendaciones de estimulación de 28 pozos con potencial de 10.200 BNPD y
3 MMPCD; aunado a esto, se culminó la visualización e ingeniería de las instalaciones para la
prueba piloto de combustión en sitio en el Campo Bare. Como soporte a las actividades
concernientes al incremento del factor de recobro, se culminó la ingeniería conceptual de la
tecnología para el mejoramiento de CP y XP en superficie (INT-MECS) y asimismo fue
desarrollada la formulación de emulsiones de aceite en agua para transporte de CP y XP en
San Diego Norte y Carabobo, optimizando el proceso y consumo de aditivos químicos.
En relación a las actividades concernientes al crecimiento de áreas tradicionales, se logró un
avance del 80% en levantamientos de GPS y gravimetría para la subsidencia del nuevo dique
costanero: empleando sísmica de alta resolución y levantamiento de refracción sísmica para
determinar propiedades del suelo. Dentro del Programa Integral de Explotación de Yacimientos
en occidente, se culminó la Fase I del proyecto Cretáceo y se inició la Fase II del proyecto La
Paz. Se culminó la ingeniería de detalle para el nuevo diseño de Planta Guara (Sistema Integral
de Manejo de Fluidos).
En cuanto al intercambio tecnológico con la empresa Cuba Petróleo (CUPET), se instalaron
cinco bombas VRS en pozos de Varadero, con lo cual se logró un incremento de producción
entre 11-200%, asimismo, se finalizó la interpretación sísmica estructural del área Tarara y Vía
Blanca (Norte de Cuba) y el análisis palinológico de la formación San Galletano. Aunado a esto
se estableció un programa de intercambio técnico para la formación acelerada de personal
CUPET e INTEVEP en construcción de pozos.
Se contribuyó con la oficialización de más de 129 MMMBls de POES así como en la
certificación y oficialización de 20 MMMBls de petróleo y 5,7 MMMMPCN de gas de reservas
probadas del bloque Carabobo, a través de la creación de mapas base, isotópicos y
estructurales, y la administración de plataformas computacionales, soporte especializado y
consultorías externas.
81
Como apoyo para asegurar los volúmenes necesarios de gas establecidos en el PSP, se realizó
junto con PDVSA Petróleo, el diseño conceptual de la plataforma de servicios del Campo
Dragón y junto a PDVSA Gas el estudio de aseguramiento de flujo del gasoducto DragónCIGMA.
En cuanto a los servicios e infraestructura interna, necesarias para el desarrollo de las distintas
actividades, se concluyeron los trabajos de adecuación del edificio Rodomar, además la
ingeniería de detalle de artes gráficas, norte 4; la ampliación de las salas de adiestramiento en
el CREA (6 salas, 2 puntos, 66 personas), la ejecución de ingeniería conceptual, básica y
detalle del auditorio de INTEVEP, las licitaciones generales para la construcción de urbanismo
en el nuevo terreno y la construcción del centro de educación inicial y, por último, la ejecución
de la ingeniería para la edificación del banco de datos.
En el área de ambiente se realizaron simulaciones de 5 escenarios de derrame de
hidrocarburos para planificar estrategias de acción frente a incidentes como el acontecido en
Güiria, estado Sucre.
Se realizó exitosamente prueba de campo del inhibidor de incrustaciones en base a Aloe Vera
en pozo de Barinas. Adicionalmente, se completó el ensamblaje de la planta piloto PALS para el
acondicionamiento de gas natural.
7. Ambiente y Seguridad
a. Ambiente e Higiene Ocupacional
La mayoría de las filiales de PDVSA, tanto en Venezuela como en el exterior, están sujetas a
diversas leyes y reglamentos ambientales que requieren gastos significativos para modificar sus
instalaciones y prevenir o subsanar los efectos ambientales del manejo de desechos y
derrames de agentes contaminantes.
PDVSA está llevando a cabo acciones para prevenir los riesgos ambientales, proteger la salud
de las personas y preservar la integridad de sus instalaciones. Durante el año 2007, se ha
ejecutado un Plan de Inversión a nivel de las áreas que contempla gastos de inversión
relacionados con el manejo y disposición de efluentes ejecutándose aproximadamente 5,58
millones de dólares en proyectos relacionados con este renglón entre los que se pueden
mencionar: construcción de canales de concreto para efluentes, levantamiento de muros,
construcción de torres de enfriamiento, entre otros. En lo relacionado al cumplimiento del marco
regulatorio ambiental se han ejecutado un monto de 17,1 millones de dólares. en las áreas
relacionados con proyectos para conservación de cuencas, monitoreo de calidad de aire y en
estudios de impacto ambiental entre otros. Adicionalmente, Ambiente e Higiene Ocupacional
(AHO) ha ejecutado 1,9 millones de dólares en proyectos relacionados con estudios de línea
base y diagnósticos ambientales. También se ejecutaron inversiones en negocios y filiales en la
adquisición de equipos para prevención de riesgos ocupacionales, análisis de efluentes,
medición de calidad de aire y materiales y dotación de laboratorios, por un monto de 125,8
millones de dólares.
Como parte de su responsabilidad ambiental, PDVSA mantiene un plan de saneamiento y
restauración ambiental de los pasivos ambientales de PDVSA y sus filiales que se generaron
hasta el 2004. Este plan contempla el saneamiento de fosas, lodos y crudos fuera de
especificación, materiales y desechos peligrosos, instalaciones, equipos abandonados y por
desmantelar, áreas impactadas por la actividad petrolera y las fuentes radioactivas. Al 31 de
diciembre de 2007, se han saneado 2.554 fosas de hidrocarburos de un total de 13.460 fosas
existentes, quedando por sanear 10.906 fosas. Se dispone de una reserva para el saneamiento
en el 2007 por un monto de 809,9 millones de dólares
82
CITGO ha recibido varias notificaciones de violación de la Agencia de Protección Ambiental de
los Estados Unidos de América (Environmental Protection Agency - EPA) y otras agencias
reguladoras, que incluyen notificaciones bajo el Federal Clean Air Act y podría ser designada
como parte potencialmente responsable, conjuntamente con otras compañías, con respecto a
las localidades que se encuentran bajo el Comprehensive Enviromental Response,
Compensation and Liability Act (CERCLA). Estas notificaciones se están revisando y en
algunos casos, se están tomando acciones de recuperación. CITGO se encuentra
comprometido con negociaciones para establecer acuerdos con los organismos mencionados
anteriormente.
En el año 2007 la Gerencia Corporativa de Ambiente e Higiene Ocupacional impulsó y coordinó
la ejecución de proyectos y actividades como eje central de su gestión. Dentro de los logros
más importantes se encuentran los siguientes:
•
En el 2007 el mayor logro de la Gestión de PDVSA en materia de los riesgos y peligros del
trabajo, tema de extrema importancia por tratarse de una industria de alto riesgo para la
vida y la salud de las poblaciones trabajadoras, ha sido la conformación de un numeroso
grupo de mujeres y hombres que, en número superior a las 1.500 personas, se han
convertido en delegadas y delegados de Prevención, cuyas actividades durante este año
han permitido mejorar las condiciones de trabajo de una gran cantidad de trabajadores,
asegurar la disminución de contaminación del ambiente por malas prácticas operacionales
y garantizar la integridad de numerosas instalaciones.
Esta gestión de los trabajadores de la nueva PDVSA es cónsona con los principios de
participación protagónica establecidos en nuestra carta magna y apunta hacia que los
trabajadores se apropien de sus condiciones de trabajo, así como en las comunidades sus
habitantes se van empoderando para cambiar sus condiciones de vida.
•
Se estableció un Programa de Pruebas Piloto para evaluar tecnologías para el tratamiento
(recuperación) del crudo fuera de especificación contenido en las fosas petroleras, que
permitan el saneamiento integral de éstas. El programa ha permitido convertir este pasivo
en activo financiero para la Corporación, por cuanto se lleva a una calidad de producto que
puede ser incluido en la cuota de producción de crudo del país, generando ingresos
económicos adicionales. Para la supervisión, seguimiento y control del saneamiento y en
particular para estas pruebas, se impulsó la creación de siete (7) Empresas de Producción
Social (EPS) constituidas por profesionales egresados de universidades nacionales.
•
Se impulsó al desarrollo de EPS en el área de saneamiento de fosas así como el
apalancamiento de cooperativas dedicadas al área de recolección de aceites usados
(registro, permisología y estrategia de recolección). En conjunto con la Gerencia Funcional
de Apoyo Tecnológico de EPS de INTEVEP fueron capacitadas siete (7) cooperativas
formadas por profesionales universitarios en el área ambiental en los servicios de
supervisión ambiental de recuperación de crudo y saneamiento de fosas.
•
Se realizaron dos conferencias nacionales de delegadas y delegados de prevención con
una asistencia total de 700 personas, quienes reflejan haber asumido el compromiso de sus
funciones establecidas en la Ley Orgánica de Prevención, Condición y Medio Ambiente de
Trabajo (LOPCYMAT) para la prevención de accidentes, enfermedades ocupacionales,
daños al ambiente e instalaciones; con claro conocimiento de su corresponsabilidad, y por
tanto asumen el derecho a participar de manera protagónica para mejorar las condiciones
de trabajo, siendo centinelas de las desviaciones presentes en instalaciones y en la actitud
de los trabajadoras y trabajadores.
83
•
Se elaboraron seis (6) Normas en Higiene Ocupacional de las cuales tres (3) están
aprobadas por el Comité Técnico de Higiene Ocupacional y tres (3) en proceso de
aprobación. Estas normas están alineadas con el marco regulatorio de esta materia y
busca homogeneizar criterios y dar lineamientos técnicos, claros, precisos con el propósito
de obtener resultados confiables, comparables que indiquen las estrategias y acciones a
seguir con miras a prevenir daños a la población trabajadora y que van aplicados en cada
una de las etapas de los proyectos planteados por PDVSA interna y externamente.
•
Se inició en el mes de julio, el Postgrado de Higiene Ocupacional en Convenio con la
Universidad Bolivariana de Venezuela, bajo la denominación de Programa Especial de
Formación, con 27 nóveles ingenieros a quienes se les darán las herramientas
fundamentales, para que tengan la competencia necesaria para afrontar los retos que en
materia de prevención se presenten en la construcción de este nuevo modelo productivo
asociado al Plan Siembra Petrolera y en todas las etapas de los proyectos, de acuerdo a
los requerimientos de la Corporación. Este programa sigue los lineamientos del Comité de
Recursos Humanos y la Misión Alma Máter.
•
Se determinó y conoció a escala generalizada (1:250.000) de la ecología de la Faja
Petrolífera del Orinoco (55.000 km2) y a escala semi - detallada (1:100.000) del área Junín
(10.000 Km2) con reportes de fauna, flora, clima, vocación de los suelos, uso de la tierra,
asentamiento de comunidades humanas, cursos de aguas superficiales, fragilidad de los
sistemas, impactos ambientales y las interrelaciones que condicionan los procesos
ecosociales y ambientales, garantizando la base de la planificación para el desarrollo socio
ambiental sustentable de 200 mil personas que influencian actualmente la Faja Petrolífera
del Orinoco, así como la sustentabilidad de los futuros desarrollos en el área.
•
Mediante la coordinación de Mesas Técnicas entre PDVSA y el Ministerio del Poder Popular
para el Ambiente (MPPA), lo cual resultó en la consecución de 110 Autorizaciones de
Afectación de Recursos Naturales, 04 Autorización de Ocupación del Territorio para las
cuatro áreas de la Faja Petrolífera del Orinoco, realización de 252 inspecciones en conjunto
con el MPPA entrega de 65 informes de supervisión ambiental y en proceso de revisión los
estudios para la ampliación de la Refinería el Palito y Puerto la Cruz.
•
Se culminó el análisis y diseño del Sistema Integral de Permisología y Administración
Ambiental de la Corporación conjuntamente con el MPPA y los negocios y filiales de
PDVSA. Este sistema permitirá hacer seguimiento a los trámites administrativos internos
para la gestión de los permisos ambientales. Igualmente, servirá para administrar y
controlar la distribución y asignación de la Fianza Ambiental Global de PDVSA.
•
A través del proyecto “Sistemas Agrodiversos y Energías Alternas Renovables en Núcleos
Rurales como una Alternativa de Desarrollo Integral en la Faja Petrolífera del Orinoco” se
mejoró la calidad de vida con el suministro de energía eléctrica y la producción de alimento
para el autoconsumo a cuatro comunidades, impactando directamente 321 venezolanos, los
cuales incorporaron los sistemas de producción agrodiversos y el uso de energías alternas
renovables, así como prácticas de reciclaje para avanzar en el desarrollo sustentable de la
Faja Petrolífera del Orinoco.
•
Se generaron las cinco (05) normas ambientales de la Corporación, las cuales son: Manejo
de Ripios y Fluidos de Perforación (aprobada), Manejo de Aceites Usados (aprobada),
Estudios Ambientales y Socioculturales, Manejo de Aguas de Producción, Manejo de
Catalizadores Gastados, estas tres últimas están en proceso de aprobación.
84
•
Se implementó el Índice Integral de Ambiente para estimar la situación ambiental y evaluar
la gestión ambiental en la industria petrolera de manera uniforme, sistemática y
comparativa.
•
Se realizaron seis (6) auditorias ambientales principales y cinco (5) de seguimiento en
nueve (9) áreas operacionales de Exploración y Producción, Refinación, y Comercio y
Distribución Venezuela, con lo que se generaron planes de acción. Como resultado de las
auditorías de seguimiento se constató que de un total de 105 acciones establecidas hay 32
cumplidas y 44 en proceso, para aprovechar las oportunidades de mejoras detectadas.
•
En el área de Educación Ambiental se realizaron actividades a nivel nacional con las
comunidades aledañas a las instalaciones como jornadas de reforestación, conservación,
recuperación y mitigación, juramentación de brigadistas, recuperación de áreas y formación
en prevención para las comunidades ante situaciones de emergencia, con un total de
11.333 personas formadas entre niños, niñas, adolescentes y adultos; se realizó una
siembra comunitaria de 10.000 araguaneyes y se formaron 621 trabajadores de la industria
con un programa de cuatro (04) módulos de formación en educación ambiental. Se
realizaron dos jornadas de Educación Ambiental (Caracas, Puerto La Cruz) con la
participación de quinientas personas y la definición de los lineamientos de Educación
Ambiental.
b. Seguridad Industrial
La misión de PDVSA se encuentra fundamentada en los principios de corresponsabilidad,
participación y autoridad, para asegurar que todos los procesos y operaciones que realiza la
Corporación sean ejecutados en forma segura mediante la planificación, gestión e incorporación
de mecanismos administrativos, educativos y de ingeniería que permitan proteger la integridad
física de trabajadores, de los activos de sus negocios y filiales y del entorno socio ambiental.
En alcance a nuestra misión durante
estratégicos:
•
•
•
•
•
•
•
•
2007 se dio cumplimiento a los siguientes objetivos
Instaurar el principio de corresponsabilidad en materia de seguridad en el trabajo,
en todos los niveles de la Corporación y su entorno social.
Implantar mecanismos de participación y compromiso de trabajadoras para el
control de los riesgos en materia de seguridad industrial.
Consolidar la cultura de prevención y control de riesgos en el trabajo a todos los
niveles de la Corporación y su entorno.
Implantar, administrar y asegurar el mantenimiento y eficiencia del Sistema de
Gerencia Integral de Riesgos (SIR-PDVSA).
Alinear la gestión de seguridad industrial de la Corporación con los Planes
Estratégicos de la nación y los entes reguladores del Estado.
Implantar estrategias, planes y controles para la adecuación de las instalaciones y
procesos de la Corporación a la legislación vigente (LOPCYMAT), incorporando
prácticas y tecnologías innovadoras.
Elaborar e implantar Programas de Seguridad Industrial dirigido a los Distritos
Sociales.
Implantar el Sistema de Gestión de Calidad.
Fundamentado en los objetivos estratégicos antes indicados, los índices de accidentalidad
durante la gestión del año 2007 con respecto a la gestión del año 2006 se logró una
disminución de un 52,37 %, como se indica a continuación:
Días perdidos por lesiones año 2007: 57.810
85
Días perdidos por lesiones año 2006: 121.363
Dichos resultados es el producto de los siguientes logros:
•
A través de convenio realizado con la Universidad Bolivariana de Venezuela, se inició la
especialización en Seguridad Industrial correspondiente al 1era. Cohorte, con el concurso
de 30 profesionales de las diferentes áreas de PDVSA, para fortalecer la gestión, los
procesos operacionales y el desarrollo de carrera del personal.
•
Realización de 5 auditorías para la optimización de los elementos del Sistema Integrado del
Control de Riesgos, dando cumplimiento a los procedimientos, normas y marco legal
vigentes, para disminuir la accidentalidad, las enfermedades ocupacionales, las pérdidas
económicas y la continuidad operacional.
•
Con la participación protagónica de los trabajadores de PDVSA, se actualizaron y
desarrollaron 7 Normas Técnicas de Seguridad Industrial contribuyendo al afianzamiento de
la cultura preventiva y disminución de accidentalidad: lineamientos del sistema de gerencia
integral de riesgos; notificación, registro y clasificación estadística de accidentes,
notificación de accidentes, elaboración y presentación de informes a PDVSA Casa Matriz,
gestión y control de desviaciones, revisión pre-arranque, investigación de accidentes e
incidentes e integridad mecánica.
•
Con la implementación de la norma de gestión y control de desviaciones se logró un
impacto positivo en la gestión de control de riesgo, determinando de manera preventiva las
desviaciones en los procesos operacionales.
•
Se realizó el diagnóstico para la homologación y la activación de los Planes de Respuesta y
Control de Emergencias en todos los negocios y filiales, adecuándonos al requerimiento de
lineamientos y políticas de PDVSA y el marco legal vigente en Venezuela.
•
Formación en el trabajo, la divulgación de lineamientos y promoción del uso de
herramientas computacionales, en línea con los nuevos proyectos del Plan Siembra
Petrolera, para la implantación del elemento Análisis de Riesgos.
•
En articulación con las Empresas Mixtas, se trabaja para el establecimiento de políticas,
lineamientos y normas técnicas en Seguridad Industrial de PDVSA.
•
Está en progreso la actualización del Sistema de Gerencia Integral de Riesgos que permite
a las organizaciones de PDVSA, la administración sistemática y efectiva de los planes y
programas necesarios para prevenir y controlar los riesgos a la seguridad y salud de los
trabajadoras y trabajadores, integridad de las instalaciones y equipos, el ambiente y el
entorno social.
•
El Instituto Nacional de los Espacios Acuáticos e Insulares (INEA) reconoció a la Gerencia
de Seguridad Acuática de PDVSA, como punto focal para el manejo de las relaciones
Inter.-institucionales, en materia de seguridad marítima en el sector acuático donde se
desempeñe la industria.
•
Conjuntamente con la Universidad Marítima del Caribe se logró el convenio marco para la
Certificación de la Gente de Mar en el sector acuático de PDVSA.
•
Participación del sector acuático de PDVSA con el Componente Armada Nacional en
proyectos tales como: el Sistema de Control de Tráfico Marítimo; el Sistema Nacional de
Protección y Lucha Contra Derrames de Hidrocarburos.
86
•
Se logró la integración de la gestión de seguridad industrial con la Comisión Presidencial de
Seguridad Química y el Grupo de Apoyo Técnico del Programa de Gestión de Aguas de
Lastre, para consolidar la función de prevención en materia de seguridad acuática.
•
Se capacitaron y certificaron 12 participantes en rescate y salvamento en aguas abiertas
como plan piloto para personal de guardacostas, de bomberos de PDVSA y de
voluntarios de la comunidad con la participación de la empresa nacional YMCA. Este plan
piloto será masificado a partir del año 2008.
•
Se realizó el diagnóstico de operaciones acuáticas para la certificación de 421 lanchas que
operan en el Lago de Maracaibo, para asegurar la continuidad operacional y cumplimiento
con el marco legal vigente.
Se impulsó y apoyó, según plan, la formación de 119 profesionales del área de seguridad
industrial, infraestructura y proyectos en los estudios de ingeniería de control de riesgos y costo
beneficio, para garantizar la confiabilidad y factibilidad de los Proyectos del Plan Siembra
Petrolera.
8. Desarrollo Social
Con base en la responsabilidad social de PDVSA, establecida en los Artículos Nº 302 y N° 311
de la Constitución de la República Bolivariana de Venezuela y en el Artículo Nº 5 de la Ley
Orgánica de Hidrocarburos, referidos a la participación de PDVSA en el desarrollo social e
integral del país, y con la finalidad de apoyar las obras o servicios destinados al desarrollo de
infraestructura y vialidad, actividades agrícolas, de salud y educación, y a cualquier otra
inversión productiva en Venezuela, PDVSA participa en diferentes programas establecidos por
el Ejecutivo Nacional.
Los aportes para Desarrollo Social efectuados por PDVSA se dividen en: gastos incurridos en
misiones, aportes a comunidades y otros aportes, aportes al FONDEN y gastos para el
desarrollo social incurridos a través de los fideicomisos constituidos con entidades financieras
gubernamentales.
Los gastos incurridos en misiones, aportes a comunidades y otros aportes, son reconocidos
directamente como gastos para el desarrollo social, en el momento en que se efectúan los
desembolsos; los aportes al FONDEN corresponden a los desembolsos que debe ser
transferidos a dicho ente de acuerdo con la Ley que rige su creación de fecha 8 de septiembre
de 2005 y los gastos para el desarrollo social incurridos a través de los fideicomisos, excepto
los correspondientes al FONDESPA, son reconocidos directamente como gastos para el
Desarrollo Social al momento en que se efectúan los desembolsos, quedando en los
fideicomitentes y en los beneficiarios la responsabilidad administrativa de los fondos. Los
aportes al FONDESPA son reconocidos como efectivo restringido, cuentas por cobrar a largo
plazo a los entes ejecutores ó como gastos para el Desarrollo Social de acuerdo con las
condiciones establecidas en los respectivos contratos y los mismos son controlados y
reforzados en los estados financieros consolidados a través de la filial CVP.
Durante el año 2007, PDVSA efectuó aportes para el desarrollo social del país, por 13.897
millones de dólares, como se resume a continuación:
•
5.693 millones de dólares a Programas Sociales: Misión Ribas, Misión Sucre,
Misión Milagro, Misión Vuelvan Caras, Misión Guaicaipuro, Misión Barrio Adentro
(fases I, II y III), Misión Identidad, Misión Mercal, Misión Ciencia, Plan de Vialidad,
Aportes a Comunidades, Núcleos de Desarrollo Endógeno.
87
•
1.443 millones de dólares para Planes Especiales de Inversión: Vivienda y Hábitat
(524 millones de dólares) y Fondo para Financiamiento de Proyectos Agrícolas (919
millones de dólares).
•
6.761 millones de dólares para el Fondo de Desarrollo Nacional (FONDEN), entidad
creada por el Gobierno de Venezuela con la finalidad de ejecutar obras de
infraestructura, entre las cuales se destaca el Hospital Cardiológico Infantil “Dr.
Gilberto Rodríguez Ochoa”, las líneas 3 y 4 del Metro de Caracas, Metro de Los
Teques, Maracaibo y Valencia, Trolebús Mérida, el Ferrocarril Caracas – Tuy
Medio, así como diversas plantas y centrales de generación eléctrica que se
construyen en distintas regiones del país.
A continuación se presenta un detalle de los aportes para el Desarrollo Social del país,
efectuados por PDVSA durante los años 2001 y 2007.
MM$
2
2001
2002
Misión Ribas
Misión Mercal
Misión Barrio Adentro I, II y III
Misión Vuelvan Caras
Misión Milagro
Misión Guaicapuro
Misión Sucre
Misión Identidad
Misión Robinson I y II
Misión Revolución Energética
Misión Arbol
Misión Ciencia
Misión Vivienda
Misión Música
Obras Hidráulicas
Núcleos de Desarrollo Endógeno
Proyecto Etanol
Plan de Vialidad
Aportes a Comunidades
Fondo Alba Caribe
Desarrollo Sustentable
Otras
Aportes a Misiones y Programas Sociales
34
34
FONDEN
-
Aportes a Programas Sociales y FONDEN
14
14
2003
32
34
3
72
12
96
249
-
2004
2005
320
146
275
172
113
44
133
13
1.216
371
303
309
220
125
11
668
1
55
153
113
5
228
2.562
-
1.525
2006
280
325
1.693
240
210
291
62
27
47
7
28
677
40
63
82
4.072
2007
Total
133
916
3.258
29
25
219
12
28
135
43
23
130
77
418
72
175
5.693
1.136
1.690
5.569
661
150
11
784
45
72
429
12
319
197
43
50
232
160
218
1.293
112
63
594
13.840
15.141
6.855
6.761
4.087
10.927
12.454
28.981
300
500
600
2.000
3.100
500
600
2.000
100
3.200
414
423
229
1.066
524
919
1.443
2.238
2.542
4.229
100
9.109
549
4.316
7.287
11.993
34
14
249
-
-
300
-
-
-
34
14
1.216
Planes de Inversión Social: Fideicomisos (CVP)
Fideicomiso Viviendas e Infraestructura
Fideicomiso Agrícola
FONDESPA
Fideicomiso EPS
Aportes en Fideicomisos para Planes de Inversión Social
Total de Aportes de PDVSA al Desarrollo Social más FONDEN (1)
(1)
13.897
38.090
Los desembolsos acumulados por 38.090 millones de dólares, aportados por PDVSA durante los siete años
comprendidos entre 2001 y 2007, corresponden a las cantidades efectivamente pagadas en cada periodo, estas
cantidades difieren ligeramente de los presentados como gastos en los estados financieros consolidados de PDVSA
y sus filiales, debido a que, de conformidad con principio de contabilidad de aceptación general, algunos
desembolsos son reconocidos como gastos en periodos distintos al del pago.
A continuación se comentan los objetivos e impactos de los aportes de PDVSA a las diferentes
Misiones adelantadas por el Gobierno Bolivariano de Venezuela:
88
•
Misión Ribas
Contempla beneficiar a todas a aquellas personas que no han podido culminar el bachillerato.
Los recursos asignados desde el año 2003 hasta el año 2007 han sido por 1.136 millones de
dólares, recursos que se han traducido en el otorgamiento de 150.000 becas promedio por mes,
acondicionamiento de 30.618 espacios educativos, así como la incorporación de 30.340
facilitadores. Hasta el año de 2007, se han incorporado 1.207.076 estudiantes, y han obtenidos
el Título de Bachiller de la República 947.131 venezolanos a nivel nacional.
•
Misión Mercal
El objetivo fundamental es efectuar el mercadeo y la comercialización de productos alimenticios
de primera necesidad manteniendo la calidad, bajos precios y fácil acceso, para mantener
abastecida a la población venezolana, especialmente la de escasos recursos económicos. Por
medio de esta misión, PDVSA apoya el Plan de Seguridad Alimentaria a nivel nacional, a través
de aportes a la Fundación Programa de Alimentos Estratégicos (FUNDAPROAL), Mercado de
Alimentos, C.A. (MERCAL) y la Corporación de Abastecimiento y Servicios Agrícolas (LA
CASA). Entre los años 2004 – 2007. Se han otorgado 1.690 millones de dólares, para el
acondicionamiento de 15.744 establecimientos a nivel nacional, adquisición de 60 gandolas, 3
plantas empaquetadoras y se han puesto operativas 6.004 casas de alimentación. La población
beneficiada con estos aportes ha sido aproximadamente de 15.913.000 venezolanas y
venezolanos, en todo el territorio nacional. Se logró comercializar aproximadamente 1.314.000
TM de alimentos. Durante el año 2007 se apoyo en la realización de 305 megamercales.
•
Misión Barrio Adentro I, II y III
Misión Barrio Adentro I garantiza el acceso a los servicios de salud a través de la atención
primaria. La Misión Barrio Adentro II contempla la recuperación de centros ambulatorios y
construcción de clínicas populares y centros de diagnóstico integral. La Misión Barrio Adentro
III, se enfoca a la reformulación de módulos de asistencia, gestión y modernización de la
infraestructura y equipamiento tecnológico de los hospitales públicos. El aporte otorgado en el
período 2003 - 2007 ha sido de 5.569 millones de dólares, lo que ha permitido la construcción
de 1.000 módulos asistenciales, 21 consultorios populares, 48 consultorios, 183 centros de
rehabilitación integral y 6 centros de alta tecnología, entre otros, además de la entrega de
recursos financieros para gastos de funcionamiento del Hospital Cardiológico Infantil “Dr.
Gilberto Rodríguez Ochoa”. La población atendida asciende aproximadamente a 18.366.000.
•
Misión Vuelvan Caras
Los recursos aportados a esta misión están destinados a la capacitación de jóvenes y adultos
(lanceras y lanceros) en oficios de interés común y en la constitución de cooperativas para
garantizar la participación creativa del pueblo en la producción de bienes y servicios, así como
el pago de becas a lanceros, instructores y supervisores y para la dotación de materiales y
maquinarias. Durante el período 2004 – 2007 se han aportado 661 millones de dólares. Los
lanceros certificados son 264.720, quienes han conformado 6.814 cooperativas, 130 núcleos de
desarrollo endógeno, 2.567 facilitadores y 1.546 consultores; asimismo, se han otorgado
202.452 becas a personas sostén de hogar y 147.548 becas a personas no sostén de hogar.
Durante el 2007 se logró la adquisición de una edificación para economía informal, para la
transformación de la economía informal en economía popular en el Municipio Libertador,
logrando beneficiar a más de 4.000 mil familias.
•
Misión Milagro
El aporte a esta misión, durante el período 2005 – 2007, ha sido de 150 millones de dólares, el
principal objetivo es realizar operaciones quirúrgicas por patologías oftalmológicas (cataratas,
89
pterigión y ptosis palpebral) de forma gratuita. Para apoyar está misión ha sido necesario el
acondicionado de la Rampa 4 del aeropuerto “Simón Bolívar” y el acondicionamiento del
aeropuerto General “José Antonio Anzoátegui”, así como también toda la logística necesaria
para facilitar el traslado de los pacientes a la República de Cuba. Está misión ha resuelto los
problemas visuales a más de 57 mil pacientes venezolanos.
•
Misión Guaicaipuro
Su objetivo es restituir todos los derechos de los pueblos y comunidades indígenas de
Venezuela de acuerdo con la Constitución de Venezuela mediante la restitución de los
derechos constitucionales, el desarrollo económico, la demarcación de tierras, el fortalecimiento
de su identidad, de su lengua, la educación, el hábitat, entre otros. Durante el período 2005 –
2007. PDVSA ha aportado 11 millones de dólares a esta misión.
•
Misión Sucre
Garantiza el acceso a la educación universitaria a todos los bachilleres sin cupo, así como
también proporciona infraestructura para la educación superior, entre éstas, la Universidad
Bolivariana de Venezuela, Núcleo Maturín. El aporte a la fecha ha sido de 784 millones de
dólares, incorporando a 330.346 estudiantes. Adicional a estos aportes, PDVSA ha cedido
infraestructura propia en el área Metropolitana de Caracas, que sirve de sede a instituciones
como la Universidad Bolivariana de Venezuela – UBV (Edificio Chaguaramos), a la Universidad
Nacional Experimental de la Fuerza Armada – UNEFA (Edificio Chuao) y al Colegio
Universitario de Caracas – CUC (Edificio Sucre).
•
Misión Identidad
Durante el período 2003 - 2007, el aporte entregado ha sido de 45 millones de dólares,
contribuyendo con el registro, control y otorgamiento de cédulas de identidad a más de cinco
millones de personas.
•
Misiones Robinson I y II
Destinadas, en su primera etapa, a la alfabetización de la población venezolana y en su
segunda etapa, a culminar estudios de primaria (6° grado), logrando “Territorio Libre de
Analfabetismo”, para lo cual se han destinado 72 millones de dólares.
•
Misión Revolución Energética
Fue iniciada el 17 de noviembre de 2006 por el Presidente de Venezuela y está siendo
ejecutada por el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo, teniendo como objetivo
fundamental generar conciencia sobre la importancia de la energía. Consiste en sustituir
bombillas incandescentes, por 82 millones de bombillos ahorradores, para reducir el consumo
de energía eléctrica a nivel nacional. De estos bombillos ahorradores, 15 millones fueron para la
Red Mercal; cabe destacar, que esta sustitución es de manera gratuita, adicionalmente se
realizó el alumbrado de la Av. Bolívar en Caracas. Desde el año 2006 hasta el año 2007, se
han aportado 429 millones de dólares.
•
Misión Árbol
La Misión Árbol nace el 4 de junio de 2006, esta misión busca despertar en los habitantes su
interés por los bosques, favorecer el equilibrio ecológico y la recuperación de espacios
degradados. Durante el año 2007 PDVSA ha aportado 12 millones de dólares. Los recursos
aportados han permitido la ejecución de 583 proyectos comunitarios y educativos para la
producción de plantas y se logró una recolección de 25.780 semillas.
90
•
Otras Misiones
PDVSA ha aportado recursos a la Misión Ciencia (319 millones de dólares) y a la Misión
Vivienda (197 millones de dólares), Misión Música (43 millones de dólares), Obras Hidráulicas
(50 millones de dólares), apoyando a otros organismos del Estado a cumplir con sus fines y
propósitos.
•
Núcleos de Desarrollo Endógeno
Durante el período 2005 – 2007, PDVSA ha asignado 232 millones de dólares, para la
conformación y consolidación de los siguientes Núcleos de Desarrollo Endógeno, los cuales
han permitido la transformación social, cultural y económica para que las comunidades
organizadas desarrollen sus potencialidades agrícolas, industriales, turísticas, etc., mediante la
ejecución de proyectos sustentables:
Núcleo de Desarrollo Endógeno Fabricio Ojeda
PDVSA efectuó aportes y donó su sede al Núcleo de Desarrollo Endógeno Fabricio Ojeda, la
Antigua Planta de Llenado “Nueva Caracas”, en el oeste de Caracas. Durante 12 años esta
planta estuvo inactiva a causa del aumento de la población en sus alrededores. A la fecha se
han ejecutado 10 obras en este NUDE: Clínica Popular Fabricio Ojeda, Botica Popular,
Producción Textil, Producción de Calzado, Sector Agrícola, Súper Mercal, Farmacia
Cooperativa, Canchas Deportivas, Plaza Comunitaria, Redoma y Módulo de Información.
Desarrollo Endógeno Eje Boconoíto – Puerto Nutrias, Estado Barinas
Se inició la ejecución de diez (10) Núcleos de Desarrollo Endógeno, fortaleciendo áreas de
producción sustentable, hábitat y vivienda, alimentación, educación, organización comunitarias,
salud, cultura y deporte, servicios, y ciencia / tecnología, elementos que en conjunto le dan
viabilidad y sustentabilidad al proyecto.
A continuación se presentan los avances y beneficios obtenidos hasta el año 2007:
construcción de 1.116 viviendas, ampliación y construcción de 34 escuelas, creación e
inauguración de tres (3) radios comunitarias, fortalecimiento de actividades agro-productivas en
los diversos Núcleos de Desarrollo Endógeno del Eje, construcción y rehabilitación de doce (12)
canchas usos múltiples, construcción de dos (2) cancha deportivas y de estadium de softbol,
rehabilitación y dotación de casas de alimentación, contrucción de la primera fase del centro de
acopio tipo mercal, dotación de diez(10) unidades motorizadas a la policía municipal de Barinas,
construcción del terminal de pasajeros de la ciudad de Barinas y construcción de 20 paradas de
autobuses.
Núcleo de Desarrollo Endógeno Petroquímico
Desde el año 2006 hasta el año 2007, PDVSA realizó aportes para proyectos de desarrollos
endógenos, asociados a actividades industriales en el área de la petroquímica, ubicados en el
Complejo Petroquímico de El Tablazo, Municipio Miranda, Estado Zulia, así como en la Zona
Industrial de Guacara, Estado Carabobo. Se han realizado los siguientes proyectos:
Construcción del Campo Industrial Ana María - Campos CIAMCA (fábrica de jeringas),
Fabricación de Casas de Plástico (Petrocasa) y Escuela de Polímeros.
Núcleo de Desarrollo Endógeno Santa Inés
PDVSA impulsa en este Núcleo de Desarrollo Endógeno, ubicado en el Estado Barinas, tierra
de Zamora, los siguientes aspectos en beneficio de la comunidad:
91
En el núcleo se constituyeron comités de salud, de educación, de tierras urbanas (se regularizó
la tenencia de tierras) y mesas técnicas de agua; se llevaron a cabo talleres de organización
con los Consejos Comunales y cooperativas en diversas áreas.
En materia de educación, se implementaron los huertos escolares productivos, sé
reacondicionaron y dotaron las unidades educativas convirtiéndolas en Escuelas Bolivarianas.
Se llevó a cabo la construcción de la Aldea Universitaria, así como la instauración de un
Infocentro y el acondicionamiento del Multihogar.
La salud ha sido beneficiada a través de la rehabilitación y dotación del ambulatorio Rural de
Santa Inés y la construcción de un Consultorio de Asistencia Médica Integral de la Misión Barrio
Adentro I, en el Sector Gallegos Pagüey. Igualmente, se llevaron a cabo operativos médicos y
jornadas oftalmológicas con la Misión Milagro.
El Sistema productivo lo impulsa la Granja Integral Ezequiel Zamora, conformada por diversos
componentes, entre ellos: el galpón avícola, la siembra de hortalizas, pasto de corte, y la cría de
cachamas. El componente porcino, cuenta con una unidad de biodigestión para producción de
biogas; lombricultivos para la producción de fertilizante orgánico; un programa de inseminación
artificial para el incremento y mejoramiento del rebaño de doble propósito, así como la puesta
en funcionamiento de una quesera artesanal.
La presencia de un Mercal ayuda a los productores de la zona a comercializar los excedentes
de su producción.
Se han fortalecido el deporte y la cultura mediante la creación de espacios para ambos,
incluyendo la rehabilitación de instalaciones, dotándolos de insumos e implementos, así como
un periódico, “Santa Inés Avanza”, órgano divulgativo del núcleo.
El hábitat también ha sido atendido, reemplazando ranchos por casas dignas. En el caso del
urbanismo Ezequiel Zamora, éste recibió además asistencia en el área de electrificación y
asfaltado.
En materia de servicios públicos se instaló un módulo de servicios PDV donde en conjunto con
la distribución de combustibles y lubricantes, se prestan servicios de reparación de mecánica
ligera y suministros de repuestos automotrices y agrícolas. En el acueducto de la zona se
instaló un sistema de cloración de agua; se dotó de contenedores y un camión recolector de
basura y se instaló el sistema de recolección de aguas servidas; se estableció un convenio con
la policía rural y la Alcaldía de Zamora, para apoyo en materia de seguridad. Adicionalmente,
abrió sus puertas una oficina de Banfoandes, a través de la cual se han otorgado créditos a los
pequeños y medianos productores de la zona.
La vialidad, se rehabilitó, a través de un convenio con el 6° cuerpo de Ingenieros del Ejército,
desde Santa Inés hasta la bifurcación de Santa Lucía. Incluye la nivelación de la calzada de
rodamiento, recuperación y mejoramiento de las obras de drenaje de agua de lluvia y la
colocación de la red de paradas.
Núcleo de Desarrollo Endógeno Campo de Carabobo
Tiene por objeto la rehabilitación paisajista de la Zona Monumental del Campo de Carabobo.
Entre las principales actividades tenemos: Construcción de 3.550 metros lineales de caminerías
de arena y construcción de galpón (beneficiarios directos: 33 socios cooperativas de
construcción).
Núcleo de Desarrollo Endógeno Madre Vieja
92
Promueve las actividades socio-productivas de la Parroquia Sabaneta, Municipio Alberto Arvelo
Torrealba del Estado Barinas, impulsando cultivos agrícolas.
•
Proyecto Etanol
Hasta el año 2007, se entregaron recursos financieros a la Corporación Venezolana Agraria
(CVA), por un monto de 160 millones de dólares para ser utilizados en el proyecto de
producción de alcohol con fines carburantes, a partir de la caña de azúcar, previendo cubrir la
demanda de etanol de PDVSA hasta el año 2010, estimada en 20 MBD.
•
Plan de Vialidad
Durante el período 2005 – 2007 PDVSA aportó recursos por 218 millones de dólares, para los
Proyectos de Infraestructura y Vialidad, mediante la firma de diversos Convenios con
Gobernaciones y Alcaldías, para la ejecución de las siguientes obras:
• Rehabilitación del tramo vial San Silvestre, San Rafael de Canagua, El Toreño Santa
Lucía y el tramo ramal Santa Inés, en el Estado Barinas.
• Construcción de aceras en los Teatros de Operaciones 1 y 2 en la Dirección Sectorial
de Servicios y en la División de Ingeniería del Ministerio de la Defensa.
• Rehabilitación, pavimentación y reparación de vías y puentes en los Estados Cojedes y
Barinas.
• Reparación y mejora de carreteras en el Estado Bolívar.
• Ampliación del terminal aéreo del Aeropuerto de Maiquetía, para el apoyo de las
misiones.
• Rehabilitación de 42 kilómetros de las vías Dos Caminos-Boro-Las Veritas-Iracurarigua,
Municipio Torres y Municipio Morán, del Estado Lara.
• Reparación y mejoras en autopista Francisco Fajardo; autopista Prados del Este.
• Rehabilitación de la carretera troncal 17 Lara – Zulia.
• Trabajos de mantenimiento y rehabilitación de 301 kilómetros de la TO19, en el Estado
Apure.
• Aporte al Plan de Vialidad 2005, para la ejecución de obras en los distintos estados y
municipios en todo el territorio nacional. Recursos entregados a la Fundación Propatria,
MINFRA.
• Aportes para la Autopista José Antonio Páez.
Aporte a las Comunidades
Desde el año 2001, y el año 2007, PDVSA ha aportado 1.293 millones de dólares, destinados a
la atención de diferentes casos, según se especifica a continuación:
Salud: 5.734 casos atendidos
•
•
•
•
•
•
•
Tratamiento de Quimioterapia y Radioterapia.
Tratamientos Médicos.
Cirugías Cardíacas.
Intervenciones Quirúrgicas Traumatológicas.
Craneotomía.
Transplantes de Médula Ósea.
Implantes Corcleares.
Dotación de Materiales y Equipos: 217 casos atendidos
93
•
•
•
Dotación de insumos médicos quirúrgicos.
Dotación de equipos médicos de uso diario: muletas, sillas de ruedas, colchones
antiescaras, félulas, etc.
Dotación de prótesis y auxiliares auditivos.
Apoyo Institucional: 76 casos atendidos
•
•
•
Becas de Equinoterapia para niños con parálisis cerebral.
Donaciones a Entes Gubernamentales y no Gubernamentales como: Fundaciones y
Asociaciones Civiles sin fines de lucro, Hospital Luis Razetti, José Gregorio Hernández,
Pérez de León, Domingo Luciani, Magallanes de Catia, José María Vargas, Hospital
Militar Carlos Arvelo, Manuel Núñez Tovar, José Ignacio Baldó del Algodonal, etc. y
Escuelas Bolivarianas.
Operativos para la entrega de lentes, medicinas y juguetes.
Adicionalmente, hasta el año 2007 PDVSA ha aportado recursos financieros y apoyo con
recursos humanos y logísticos, para la realización de las siguientes obras de apoyo
comunitario:
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Acondicionamiento del Hospital Modelo de Mariara, Estado Carabobo.
Electrificación de comunidades en las zonas rurales de los estados Barinas y Apure.
Culminación del mercado de Guasdualito, Estado Apure.
Aportes a la Asociación de Pescadores de Amuay, Estado Falcón.
Proyecto Paseo Recreacional y Turístico Generalísimo Francisco de Miranda, Municipio
Colina, Estado Falcón.
Mejoras a la infraestructura de la Fundación del Niño del Estado Anzoátegui.
Plan de Asfaltado, Estado Falcón.
Apoyo al Núcleo de Desarrollo Endógeno Fabricio Ojeda, Municipio Libertador, Área
Metropolitana.
Construcción de 2 Presas de Gavianes para el Control de Sedimentos de la Microcuena
del Hospital El Algodonal.
Acondicionamiento Círculo Militar de Caracas, Proyecto Adecuación Eléctrica, Aire
Acondicionado, obras de Infraestructura del Salón Venezuela.
Jornadas Comunitarias Moral y Luces en escuelas del Área Metropolitana, mejoras y
reacondicionamiento de escuelas dotación de útiles escolares.
Realización de 40 mega – jornadas realizadas en las regiones centro, metropolitana y
occidente, donde se atendieron 123.000 personas aproximadamente.
Donación de 4,62 millones de litros de combustibles y lubricantes.
Adecuación de escuelas y Complejos Deportivos que generaron 78 empleos directos y
162 indirectos.
Se culminó la adecuación de Módulo de Suministro de Aviación Caicara del Orinoco,
cuyo fin es apoyar con suministros básicos transportes aeromédicos y logísticas a las
Comunidades Indígenas y la Fuerza Armada en el Área Fronteriza. Contemplado en el
Plan Estratégico de Desarrollo y Consolidación de sur del país.
FONDEN
La Reforma a la Ley del Banco Central de Venezuela (BCV) entró en vigencia el 20 de julio de
2005, contemplando un nuevo régimen para las transacciones de PDVSA en moneda
extranjera. De acuerdo con este nuevo régimen, PDVSA sólo está obligada a vender al BCV
los ingresos en moneda extranjera necesarios para satisfacer sus obligaciones en moneda
local. Los montos restantes en moneda extranjera, pueden ser mantenidos por PDVSA para
94
satisfacer las obligaciones e inversiones en moneda extranjera. Cualquier monto en exceso a
lo descrito anteriormente, debe ser transferido por PDVSA al Fondo de Desarrollo Nacional
(FONDEN), ente creado por el Ejecutivo Nacional el 8 de septiembre de 2005, con el objetivo
de apoyar los proyectos sociales de inversiones real productiva, la educación, la salud, la
atención a situaciones especiales, y el mejoramiento del perfil y saldo de la deuda pública
externa.
Desde la creación del FONDEN, PDVSA ha aportado 15.141 millones de dólares, según el
siguiente detalle:
AÑOS
Aportes al FONDEN (MMUS$)
2005
2006
2007
1.525
6.855
6.761
TOTAL APORTES PDVSA
15.141
Asimismo, el Fonden recibe recursos del BCV, de conformidad con la legislación vigente y los
acuerdos en materia de política monetaria.
Los recursos totales aportados al Fonden, han sido asignados por el Ejecutivo Nacional, entre
otros, a los siguientes proyectos:
Principales Proyectos Financiados por FONDEN expresado en millones de dólares (MMUS$).
Información Suministrada por FONDEN
Asignado
Ejecutado
2005 -.
2007
%
Ejecución
Línea III Tramo El Valle - La Rinconada
439
376
86
Línea IV Tramo Capuchinos - Plaza Venezuela
335
244
73
Metro de Maracaibo
255
235
92
Metro de Valencia
194
146
75
Metro Los Teques
328
251
77
Sistema Vial Tercer Puente sobre el Río Orinoco
285
251
88
364
339
93
733
672
92
Autopista Acarigua – Barquisimeto
55
43
78
Rehabilitación del Sistema Centro Occidental "Simón
Bolívar", Tramos: Puerto Cabello - Barquisimeto y Yaritagua
– Acarigua
211
50
24
Sistema Metro Cable San Agustín del Sur
57
10
18
Sistema Metro Ligero Caracas Guarenas Guatire
250
196
78
Línea V Metro Caracas Bello Monte Parque del Este
157
119
76
Cons. del Sistema Ferroviario Central "Ezequiel Zamora"
Tramo: Caracas - Tuy Medio
Central Ezequiel Zamora Tramo: Puerto Cabello – La
Encrucijada
95
Línea II Metro Los Teques
235
120
51
Planta Termoeléctrica Termozulia
282
201
71
Plantas Termoeléctricas Ezequiel Zamora y Alberto Lovera
15
12
80
Consolidación de Redes de Distribución de los estados
Monagas y Delta Amacuro
90
76
84
Electrificación del Estado Apure
126
126
100
Proyecto Ampliación Planta de Pequiven en Morón
441
303
69
Revolución Energética
767
766
100
Proyecto Ampliación Planta Polietileno
73
72
99
Sistema Vial Puente Mixto sobre Río Orinoco
631
574
91
Central Hidroeléctrica Macagua I
126
74
59
Planta de Concentración de Hierro
125
64
51
Empresa Siderúrgica Nacional
124
-
-
Planta de Tubos sin Costura
25
-
1
Instalación Planta Producción Rieles Vía Férrea
4
-
-
Construcción Centro de Laminación de Aluminio
130
2
2
Red Nacional de Telecomunicaciones
144
41
28
382
-
-
326
326
100
327
327
100
90
36
40
3.252
3.251
99
45
25
56
137
117
85
158
113
72
115
96
83
Barrio Adentro IV
Capitalización Banco Agrícola de Venezuela
Capitalización Fondo de Desarrollo Agropecuario, Pesquero
, forestal y Afines
Culminación Fase I Proyecto saneamiento Cuenca Río
Guaire
Iniciación de Proceso de Reestructuración de la Deuda
Pública
Inicio de la primera fase de la Construcción de Viviendas y
Urbanismo del Desarrollo Habitacional Ciudad Zamora,
Cúa, Estado Miranda
8.822 Viviendas para la culminación de Obras del
Programa Cierre de Ciclo
Construcción de nuevos desarrollos y compra de viviendas
en el mercado primario para atender y reubicar los
habitantes de Nueva Tacagua, Barrio Nueva Esparta, Ojo
de Agua, etc, producto de la emergencia enero 2006
Indemnizaciones a Familias por Subsidencia en el Lago de
Valencia
96
Emergencia Vaguada
87
87
100
Obras por ejecutar del INAVI para la construcción y
culminación de 7.292 viviendas (Cierre de ciclo).
193
143
74
Barrio Adentro II
191
127
66
Continuación del Programa VENESAT I (Implementación
del Sistema Satelital Simón Bolívar)
137
120
88
3.677
2.086
57
Proyectos Ministerio del Poder Popular para la Defensa
•
FONDESPA
El Fondo para el Desarrollo Económico y Social del País (FONDESPA), se creó en el año 2004
para cumplir los principios de vinculación adecuada de los ingresos provenientes de
hidrocarburos con la economía nacional, colocando recursos petroleros al servicio del país,
para construir un nuevo modelo económico que deje atrás situaciones de desigualdad.
A continuación se presenta un resumen de los aportes de PDVSA al Fondespa, durante los
años 2004, 2005 y 2006:
MMUS$
Aportes
Efectuados
Años
Asignados por el
Ejecutivo Nacional
Ejecución Acumulada al
2007
% de
Ejecuc.
2004
2.000
2.000
1.874
94
2005
2.000
2.000
1.847
92
2006
229
229
4.229
4.229


3.721
88
Estos recursos han sido asignados a proyectos en las siguientes áreas:
%
Ejecución
Asignado
Ejec. Nac.
763
Ejecutado
2004 - 2007
644
1.107
1.027
93
806
793
98
586
559
95
104
92
88
304
303
99
Industrias Básicas
32
7
22
Banca Pública
50
50
100
231
-
-
Área de Proyecto
Vialidad e Infraestructura
Transporte Público
Energía Eléctrica
Desarrollo Endógeno, Agroindustria y
Mediana Empresa
Comunicaciones, Estudios y Ambiente
Desarrollo Agrícola Nacional
Defensa Nacional
97
84
Integración y Unidad Regional
50
50
100
196
196
100
4.229
3.721
88
Fondo de Inversión y Desarrollo Garantía
Nacional
A continuación se presenta un detalle de los proyectos en ejecución, con aportes del Fondespa,
por cada área
Proyectos de Vialidad e Infraestructura
Monto
Asignado
Autopista Gran Mariscal de Ayacucho,
Aragüita-Higuerote
Vialidad Límite estado Cojedes: Dos
Caminos-San Juan de los Morros
Autopista San Cristóbal-La Fría
Autopista Antonio José de Sucre
Cumaná-Puerto La Cruz
Autopista Gran Mariscal de Ayacucho
(Tramo T8)
Maquinarias y/o Equipos MINFRA
Autopista José Antonio Páez
Ejecución
Financiera
%
Ejec
Ente Ejecutor
225
192
85
INVITRAMI
100
81
81
FONTUR
73
59
81
IVT
58
41
71
SAVES
52
52
100
COVINEA
99
49
87
43
88
88
FONTUR
FUND-PROPAT.
37
34
92
INTRAVIAL
Principales Vías Agrícolas Estado
Barinas
Vía Expresa San Cristóbal-Ureña
27
15
56
IVT
Par Vial Morón-Boca de Aroa-Tucacas
11
10
91
INVIALFA
Canal de Navegación del Río Orinoco
(Central y Oriental)
Vía Encontrados - El Cruce
29
29
100
INC
3
1
33
FONTUR
763
644
84
Proyectos de Transporte Público
Línea Aérea CONVIASA
Metro Maracaibo
Transporte Masivo de
Barquisimeto
Metro Los Teques
Continuación Obra Lineal
Sistema TROLEBUS Mérida
Continuación Obras Ferrocarril
Caracas Tuy Medio Etapa. I-II
Sistema Ferroviario Tramo
Puerto Cabello – La Encrucijada
Rehabilitación del Sistema
Ferroviario C.O. Simón Bolívar
Proyecto Ferroviario Tramo
Chaguaramas – Las Mercedes
Proyecto Ferroviario Tramo
Turén – El Baúl
Monto
Asignado
59
50
Ejecución
Financiera
59
49
257
% Ejec
Ente Ejecutor
100
98
CONVIASA
METRO MCBO
257
100
TRANSBARCA
50
50
100
M. LOS TEQUES
36
32
89
TROLMERIDA
273
272
99
IAFE
50
50
100
IAFE
80
80
100
IAFE
85
75
88
IAFE
40
-
-
IAFE
98
Proyecto Ferroviario Tramo La
Encrucijada – San Fernando de
Apure
Modificaciones y Modernización
de la Draga Guayana
120
100
83
IAFE
7
3
43
INC
1.107
1.027
93
Monto
Asignado
Ejecución
Financiera
% Ejec
Ente Ejecutor
195
195
100
ENELVEN
140
129
92
CADAFE
107
107
100
CADAFE
55
55
100
ENELBAR
40
40
100
CADAFE
245
243
99
CADAFE
19
19
100
5
806
5
793
100
98
Proyectos de Energía Eléctrica
Planta de Ciclo Combinado
Termozulia
Planta Termoeléctrica Ezequiel
Zamora
Termoeléctrica Pedro Camejo
Planta de Generación Eléctrica
Palavecino
Central Hidroeléctrica Fabricio
Ojeda ( La Vueltosa)
Obras en el Área de Transmisión
y Distribución de Energía
Proyectos Comunales Mesas de
Energía
Central Hidroeléctrica Masparro
CADAFEENELBAR
CADAFE
Proyectos Desarrollo Endógeno, Agroindustrial y Mediana Empresa
Desarrollo Endógeno Patria
Bolivariana
Fondo de Desarrollo
Metalmecánico y
Agroindustrial
Construcción Planta de
Cemento
Recursos Adicionales Misión
Vuelvan Caras
Recuperación de las
Instalaciones del Fuerte Mara
Adquisición de Maquinaria
Iraní
Sistema de Riego Diluvio – El
Palmar
Complejo Agroindustrial y
Azucarero Ezequiel Zamora
Complejo Azucarero Río
Cojedes
Recursos para Empresa de
Cereales y Oleaginosas
Recursos para la Empresa
Monto
Asignado
Ejecución
Financiera
% Ejec
Ente Ejecutor
6
6
100,00
CORPOZULIA
22
20
91
CORPOCENTRO
85
85
100
CVG
188
184
98
MINEP-FONCREI
10
10
100
CORPOZULIA
52
48
92
FONCREI
58
58
100
INDER
87
84
97
CAAEZ
18
6
33
CVA
6
6
100
CVA
2
2
100
CVA
99
de Lácteos
Reactivación Aparato
Productivo Región Zuliana
Reactivación Industrial y
Explotación Producción Para
Desarrollo Endógeno.
50
48
96
CVA
2
2
100
FONCREI
586
559
95
Proyectos Comunicacional, Estudios y Ambiente
Saneamiento Río Guaire
Recursos para el Proyecto VIVE
TV
Exploración Geológica y Base
Nacional de Datos
Recursos Adicionales Tele Sur
Monto
Asignado
60
Ejecución
Financiera
58
%
Ejec
97
19
19
100
COVETEL
14
4
29
INGEOMIN
11
104
11
92
100
88
TELESUR
100
Ente Ejecutor
SAMARN
V. Convenios de Cooperación Energética
La integración energética de los pueblos de Latinoamérica y el Caribe, es planteada por el
Gobierno de Venezuela, a través de Petroamérica, iniciativa enmarcada en la Alternativa
Bolivariana para los Pueblos de Nuestra América (ALBA).
El ALBA es una iniciativa para unir a los países de América Latina y el Caribe en un sólo bloque
económico, político y social, fundamentada en la justicia, la solidaridad, la equidad, la
cooperación, la complementariedad, la voluntad común de avanzar, el desarrollo equitativo y el
respeto a la soberanía y autodeterminación de los pueblos, con énfasis en el desarrollo humano
y social, además del político y económico.
Petroamérica es el habilitador geopolítico orientado hacia el establecimiento de mecanismos de
cooperación e integración, utilizando los recursos energéticos de las regiones del Caribe,
Centroamérica y Suramérica. En Petroamérica confluyen tres iniciativas subregionales:
Petrocaribe, Petroandina y Petrosur.
Petrocaribe:
El objetivo de Petrocaribe es resolver las asimetrías en el acceso a recursos energéticos, por la
vía de un nuevo esquema de intercambio favorable, equitativo y justo entre los países de la
región caribeña, la mayoría de ellos consumidores de energía y sin el control estatal del
suministro de los hidrocarburos. Está conformado por 16 países: Antigua y Barbuda, Bahamas,
Belice, Cuba, Dominica, Granada, Guyana, Nicaragua, Jamaica, República Dominicana, San
Vicente y Las Granadinas, Santa Lucía, San Cristóbal y Nieves, Surinam, Haití y Venezuela.
Petrosur:
El objetivo de Petrosur es establecer mecanismos de cooperación e integración entre Brasil,
Argentina, Uruguay y Venezuela, sobre la base de la complementariedad, haciendo uso justo y
democrático de los recursos energéticos. Asimismo, se busca minimizar los efectos negativos
que sobre los países de la región tienen los costos de la energía mediante la disminución de los
costos de las transacciones (eliminando la intermediación), el acceso a financiamiento
preferencial y el aprovechamiento de las sinergias comerciales para solventar las asimetrías
económicas y sociales de la región.
Petroandina:
La finalidad de Petroandina es impulsar la interconexión energética y la inversión conjunta en
proyectos económicos, sociales y energéticos entre Bolivia, Ecuador, Colombia y Venezuela,
apalancando el desarrollo económico y social compartido, bajo los principios de solidaridad,
complementariedad y apoyo mutuo.
Acuerdos de Suministro:
A continuación se presentan los principales acuerdos de suministro de hidrocarburos, en el
marco de los Acuerdos de Cooperación energética suscritos entre Venezuela y los países del
Caribe, Centroamérica y Suramérica.
101
V e n ta s a p a ís e s c o n
a c u e rd o s d e
c o o p e r a c ió n
Años 2006 y 2007
C ifr a s e n M B D
Año 2006
P E T R O C A R IB E
C u o ta
S u m in is t r o
4 ,4
4 ,0
1 ,0
1 ,0
5 ,2
7 ,0
2 3 ,5
5 0 ,0
0 ,7
1 ,0
1 0 ,0
A N T IG U A Y B A R B U D A
B E L IC E
D O M IN I C A
G RANADA
GUYANA
(1 )
H A IT Í
J A M A IC A
(1 )
N IC A R A G U A
R E P Ú B L IC A D O M I N I C A N A
S A N C R IS T Ó B A L Y N IE V E S
S A N V IC E N T E Y L A S G R A N A D I N A S
S U R IN A M
Año 2007
0 ,5
2 2 ,9
2 7 ,9
1 ,0
-
C u o ta
S u m in is t r o
4 ,4
1 ,0
1 ,0
1 ,0
5 ,2
1 4 ,0
2 3 ,5
2 7 ,0
5 0 ,0
0 ,7
1 ,0
1 0 ,0
1 ,5
0 ,4
0 ,2
1 ,8
2 4 ,6
4 ,7
2 2 ,9
0 ,2
-
A .C .E .C . (A c u e r d o d e C o o p e r a c ió n E n e r g é tic a d e C a r a c a s )
(1 )
3 ,8
2 8 ,5
8 ,2
1 8 ,6
4 3 ,8
5 ,2
2 0 ,0
2 4 ,7
9 2 ,0
1 6 ,8
9 2 ,5
2 4 ,7
9 2 ,0
1 5 ,3
9 1 ,5
1 ,6
1 1 ,0
1 ,0
1 2 ,0
6 ,5
5 ,0
7 ,0
7 ,1
4 ,0
2 4 ,8
0 ,3
1 1 ,0
1 ,0
4 ,5
6 ,5
5 ,0
7 ,1
-
1 ,6
1 1 ,0
1 ,0
1 2 ,0
6 ,5
5 ,0
7 ,0
7 ,1
4 ,0
2 4 ,8
1 1 ,0
1 ,0
0 ,6
1 ,7
1 ,3
-
6 ,6
1 8 ,6
4 3 ,8
B O L IV IA
PARAG UAY
URUG UAY
C .I.C . (C o n v e n io In te g r a l d e C o o p e r a c ió n )
A R G E N T IN A
CUBA
A .S .J . (A c u e r d o d e S a n J o s é )
BARBADO S
C O S T A R IC A
EL SALVADO R
G UATEM ALA
H A IT Í
HO NDURAS
J A M A IC A
N IC A R A G U A
PANAM Á
R E P Ú B L IC A D O M IN IC A N A
(1 ): P a ís e s c o n c o n d ic io n e s d e s u m in is tr o y fin a n c ia m ie n to d e l A L B A
ACUERDO DE COOPERACIÓN ENERGÉTICA PETROCARIBE:
Firmado el 29 de junio de 2005 entre el Ejecutivo Nacional y países caribeños. El acuerdo
establece la creación de un Fondo, denominado ALBA-CARIBE, destinado al financiamiento de
programas sociales y económicos, con aportes provenientes de instrumentos financieros y no
financieros; contribuciones que se puedan acordar de la porción financiada de la factura
petrolera y los ahorros producidos por el comercio directo.
Por otra parte, Petrocaribe mejora los beneficios establecidos en el Acuerdo de San José y en
el Acuerdo de Cooperación Energética de Caracas. Asimismo, otorga facilidades a los países
del Caribe de menor desarrollo relativo, sobre la base de las cuotas que se establezcan
bilateralmente.
102
Además, ofrece plazos de financiamiento cuyo porcentaje se determinará de acuerdo al precio
del barril de la cesta venezolana, en un período que variará de 17 a 25 años, los cuales
incluyen dos años de gracia y la aplicación de una tasa de interés de 1%.
De igual manera, el convenio establece un sistema de compensación de deuda, que Venezuela
podrá aceptar como parte de pago, a través del intercambio de bienes y servicios a precios
preferenciales. Los productos que Venezuela podría adquirir son: azúcar, banano u otros.
ACUERDO DE COOPERACIÓN ENERGÉTICA DE CARACAS (ACEC):
Firmado el 19 de octubre de 2000 entre el Ejecutivo Nacional y países de Centroamérica y el
Caribe. Su conformación se ha realizado en varias etapas, en virtud de la disposición del
Estado de ampliar la cobertura del acuerdo a todos aquellos países que la soliciten y que
reúnan las condiciones para ser beneficiarios.
En una primera etapa, el acuerdo fue suscrito por República Dominicana, Guatemala, Costa
Rica, Panamá, El Salvador, Jamaica, Haití, Honduras, Nicaragua, Barbados y Belice. En etapas
posteriores fue firmado por Bolivia, Paraguay y Uruguay.
Los acuerdos varían en volúmenes de suministro, en función de la estructura energética,
características y consumo interno de cada país. Se establece la venta de crudo o productos
refinados pagaderos en un plazo de hasta 15 años, un periodo de gracia de hasta un año y
medio, y una tasa de interés anual de 2%. Este acuerdo funciona en paralelo con el de San
José y como complemento del mismo.
Por otra parte, este convenio establece que su aplicación será exclusivamente para los entes
públicos avalados por el Estado y el país con el cual se suscriba. La facturación de la venta se
hará a partir de los precios de referencia del mercado internacional, Asimismo, los pagos de
intereses y la amortización de capital podrán realizarse a través de mecanismos de
compensación comercial, siempre y cuando sean solicitados por el Estado.
CONVENIO INTEGRAL DE COOPERACIÓN (CIC):
El 30 de octubre de 2000, los presidentes de Cuba y Venezuela suscriben un convenio en el
que se comprometen a elaborar y desarrollar, de común acuerdo, proyectos y programas de
cooperación. Este mecanismo establece la venta de crudo, por parte de Venezuela, de hasta 92
MBD, bajo un esquema de financiamiento mixto de corto y largo plazo.
Bajo el Convenio Integral de Cooperación firmado entre Argentina y Venezuela, el 6 de abril de
2004, se estableció el marco general para llevar a cabo la cooperación en materia energética, el
suministro anual de combustible hasta de 8 MMBls de fuel oil y de 1 MMBls de gasoil.
ACUERDO DE SAN JOSÉ (ASJ):
Creado el 03 de agosto de 1980, busca garantizar el suministro de hidrocarburos a países de
Centroamérica y el Caribe para promover su desarrollo social y económico. Es un programa con
vigencia de un año.
En el marco del acuerdo, México y Venezuela, ambos en la lista de los principales exportadores
mundiales de crudo, suministran conjuntamente 160 MBD de petróleo crudo o productos
refinados, 80 MBD cada uno, a los países participantes en condiciones especiales de
financiamiento y con un esquema para facilitar el desarrollo de proyectos energéticos. El
103
esquema de financiamiento oscila entre 20% y 25% de la factura petrolera de cada país
beneficiario.
TRATADO ENERGÉTICO DEL ALBA (ALBA):
El 14 de diciembre de 2004 Venezuela y la República de Cuba emitieron una declaración
conjunta y el primer acuerdo para la aplicación de la Alternativa Bolivariana para los Pueblos de
Nuestra América (ALBA). A partir de lo establecido en el artículo 3 de este acuerdo, el 27 y 28
de abril de 2005, ambas naciones elaboran y aprueban el Plan Estratégico para la aplicación
del ALBA, quedando oficialmente constituida la iniciativa.
Un año más tarde, en abril de 2006, la República de Bolivia suscribe el mecanismo. La
República de Nicaragua se adhiere en enero de 2007, mientras que en enero de 2008 lo hace
la Mancomunidad de Dominica.
En abril de 2007, durante la V Cumbre del ALBA, Cuba, Bolivia, Nicaragua y Haití, firmaron el
Tratado Energético del ALBA, que establece el suministro del 100% de la demanda de
hidrocarburos de estos países por parte de Venezuela, con el financiamiento de 50% de la
factura generada. Con el 50% financiado se propuso construir un fondo para dar impulso a
proyectos agrícolas, la producción de alimentos, la pequeña y la mediana industria.
El objetivo principal de este tratado fue garantizar el balance de la matriz energética actual de
los países signatarios, sobre la base de la construcción de una matriz energética del ALBA,
basada en criterios de uso racional de la energía, búsqueda del máximo ahorro y eficiencia, así
como el desarrollo de fuentes alternativas, a través de los siguientes ejes fundamentales de
acción:
•
Petróleo: Establecimiento del Bloque del ALBA, en la Faja Petrolífera del Orinoco ubicada
en Venezuela, para disponer de las reservas de petróleo que garanticen el suministro
energético a los países miembros, durante los próximos 25 años.
•
Gas: Iniciativas que permitan el suministro de gas a los países signatarios como fuente de
energía económica y menos contaminante, así como desarrollos de proyectos de sustitución
de combustibles líquidos, promoción del consumo doméstico, sustitución de líquidos que
actualmente se utilizan en el parque de generación eléctrica y desarrollo de un parque
automotor con el uso del gas vehicular.
•
La Energía Eléctrica: Promover la utilización de fuentes de energía primaria que estén a su
disposición, así como maximizar el uso de la energía hidroeléctrica y termoeléctrica, basada
en el gas y los ciclos combinados; sustitución de combustibles líquidos por gas o por otros
combustibles más económicos.
•
Energías Alternativas: Promover el desarrollo de proyectos conjuntos y líneas de
investigación para el impulso del uso de todas las energías alternativas disponibles en los
territorios, tales como: la geotermia, minicentrales hidroeléctricas, energía eólica, energía
solar, etc.
•
Ahorro de Energía: Desarrollo de programas para la sustitución de artefactos de alto
consumo energético por equipos más eficientes; bombillos incandescentes por bombillos
ahorradores; generadores eléctricos de alto consumo de combustibles líquidos, por sistemas
a gas, de alta eficiencia y ciclos combinados. Asimismo, se ejecutarán programas de
reconversión industrial para complementar las economías de los países miembros,
aprovechando de manera óptima la disposición de los recursos energéticos existentes en su
territorio.
104
PDVSA América, S.A.
El 13 de junio de 2006, la Junta Directiva de PDVSA acordó la creación de PDVSA América,
S.A., a los fines de materializar y dar seguimiento a las iniciativas regionales de cooperación
energética descritas, conjuntamente con el Ejecutivo Nacional, a través de los lineamientos
emanados del Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo.
Las actividades previstas para la región, corresponden a todos los niveles de la cadena de valor
de los hidrocarburos, además de incluir proyectos tan diversos como los asociados al sector
eléctrico, agroenergético, creación de fideicomisos para el fortalecimiento de las economías
locales e inversión en obras sociales, desarrollo de infraestructura energética, transferencia de
tecnología, capacitación de recursos humanos para el fortalecimiento de la independencia y
soberanía energética de cada nación.
De esta manera, además de impulsar esquemas de cooperación energética, se busca
dinamizar los sectores económicos, políticos y sociales de las naciones latinoamericanas y
caribeñas; promover la unión regional y procurar el establecimiento de un nuevo mapa
energético mundial, como parte de la estrategia de diversificación de mercados que impulsa
Venezuela.
105
VI.Nuevos Negocios
a. Empresas de Servicios Petroleros
Alineada a las estrategias del Ejecutivo Nacional, PDVSA está desarrollando proyectos y
mecanismos que incentiven el desarrollo industrial del país, con criterio soberano, humanista y
en armonía con el medio ambiente, respetando la vocación de las distintas localidades de
nuestro territorio y que contribuyan a la construcción de una nueva estructura económica y
social incluyente.
Como parte de la política de rescate de la Soberanía Petrolera Nacional y en consideración a
las estrategias complementarias nacionales y de interdependencia y solidaridad internacional,
PDVSA contempla la creación de empresas proveedoras de bienes y prestadoras de servicios,
las cuales apalancarán los proyectos estratégicos contemplados en el Plan Siembra Petrolera,
mediante actividades de fabricación, ensamblaje, producción y suministro de los bienes,
equipos, partes y piezas e insumos necesarios y estratégicos para el desarrollo de la industria
petrolera, así como prestación de servicios estratégicos, con el fin de lograr la plena soberanía
tecnológica y productiva en dichas actividades.
En este sentido, surgen los proyectos para conformar en Venezuela asociaciones de largo
plazo con empresas nacionales e internacionales, bajo la figura de Empresas de Capital Mixto
(ECM), públicas y privadas, fabricantes de bienes y proveedoras de servicios en sectores
estratégicos para la ejecución de los proyectos contenidos en el Plan Siembra Petrolera.
Adicionalmente, como parte de la estrategia geopolítica establecida por el Estado, a partir de
marzo de 2006 se establecieron acuerdos de cooperación en materia energética entre
Venezuela y las Repúblicas de Argentina, Bielorrusia, Malí, Angola, Malasia, Federación Rusa,
República Islámica de Irán, República Árabe Siria, República Popular China y República
Socialista de Vietnam, entre otras, donde se presentan oportunidades de acceso a tecnologías
y conocimientos en áreas como ensamblaje y fabricación de taladros de perforación,
plataformas Costa Afuera, embarcaciones para servicio a plataformas, tubería, entre otros; y en
el sector de servicios tales como: operación y mantenimiento de taladros, servicios a pozos y
sísmica.
Bajo este enfoque, PDVSA crea la Gerencia Corporativa de Empresas de Servicios Petroleros
(GCESP) como ente coordinador para la conformación de las ECM, con la misión de orientar y
apoyar a los diferentes negocios y filiales en el cumplimiento de las premisas estratégicas y
factores motrices para la creación de estas asociaciones:
•
•
•
•
•
•
Una demanda continua y prolongada de bienes y servicios estratégicos para el
país, principalmente en aquellas áreas donde existe alta dependencia de
empresas foráneas.
Bienes y servicios no producidos en Venezuela o con insuficiencia de
producción.
Creación de empresas intensivas en capital.
Transferencia de tecnología y conocimiento por parte de los socios
extranjeros.
Aprovechamiento de las capacidades disponibles en el sector productivo
nacional.
Diversificación de la producción con la incorporación y desarrollo de las
comunidades organizadas.
Entre los objetivos estratégicos establecidos por la GCESP, destacan los siguientes:
106
•
•
•
•
•
•
Identificar oportunidades para la creación de ECM con base en la demanda de
bienes y servicios requeridos en los proyectos del Plan Siembra Petrolera.
Impulsar con los negocios y filiales la creación de ECM para ensamblaje y
fabricación de bienes y prestación de servicios, bajo el enfoque socialista.
Generar sinergia con países aliados, así como con el sector productivo
nacional y el entorno, para impulsar la transferencia y desarrollo de nuevas
tecnologías.
Apalancar el desarrollo de la cadena de suministro de las ECM, asegurando
espacio para la participación y desarrollo del sector productivo nacional.
Maximizar el suministro de bienes y servicios petroleros mediante la eficiente
operación de las ECM creadas.
Insertar las ECM en el mercado internacional a través de la exportación de
bienes y servicios petroleros a países hermanos.
Principales logros:
•
Se coordinó el proceso integral de conformación de las ECM para el ensamblaje y
fabricación de bienes y prestación de servicios asociados a las operaciones de los
negocios de Exploración y Producción, Comercio y Suministro y de las filiales CVP y
Bariven, participando en las etapas de visualización y conceptualización de las ECM.
Las ECM que se adscribirán a la División de Hidrocarburos de PDVSA Industrial, se
dedicarán al ensamblaje y fabricación de taladros de perforación, plataformas Costa
Afuera y embarcaciones para servicio a plataformas; fabricación de tubería de grandes
y pequeños diámetros, turbinas y partes, bombas electrosumergibles, y equipos para
GNV (compresores y dispensadores, cilindros, dispositivos de conversión, vehículos y
motores a gas). Adicionalmente, las ECM que se adscribirán a la División Eléctrica de
PDVSA Industrial, fabricarán bombillos ahorradores y transformadores de distribución.
Por otra parte, las ECM que estarán adscritas PDVSA Servicios, realizarán operaciones
y mantenimiento de taladros, servicio de sísmica y servicios a pozos: cementación y
estimulación, registros eléctricos y fluidos de perforación.
•
Se completaron las etapas de visualización y conceptualización de los proyectos de
conformación de ECM a estar adscritas a la división hogar de PDVSA Industrial. Con
ellas se logrará el ensamblaje y fabricación de muebles, electrodomésticos y confección
de textiles y calzados, identificando oportunidades para el desarrollo de comunidades
organizadas.
•
Se participó en las diferentes negociaciones que se venían adelantando por los
negocios y filiales, donde se asesoró en la elaboración de modelos de documentos de
tipo legal (Estatutos Sociales y Convenios de Asociación) para la constitución de las
ECM, con base en el marco jurídico vigente, y en los aspectos fundamentales de los
análisis de factibilidad económico – financiera, los cuales facilitaron la negociación para
la asociación con las empresas extranjeras poseedoras de la tecnología en las áreas
estratégicas identificadas.
•
Se diseñó el proceso y se elaboró el Procedimiento de Convocatoria para la
incorporación del Sector Productivo Nacional como socio potencial de las ECM a ser
creadas; adicionalmente, se identificaron oportunidades para el desarrollo de empresas
de carácter asociativo y PyME’s en la cadena de suministro de las ECM a ser
conformadas.
•
Se coordinó la realización de la “Expo Feria Belarús 2007”, en la cual se afianzaron los
lazos de hermandad y de relaciones comerciales entre Venezuela y Belarús. Fueron
expuestos aproximadamente 1.200 productos fabricados en ese país, identificando
107
oportunidades de nuevos negocios y/o alianzas comerciales en pro del desarrollo
tecnológico de Venezuela.
•
Se realizó el diagnóstico de situación del Parque “La Petrolia”, ubicado en el Edo.
Táchira, como parte de propuesta para la creación del Museo del Petróleo en
Venezuela.
Para finales del año 2007, PDVSA crea las filiales PDVSA Industrial y PDVSA Servicios, a las
cuales estarán adscritas las ECM fabricantes de bienes y prestadoras de servicios creadas o en
proceso de conformación. Estas filiales deberán garantizar la eficiente y efectiva operación de
cada una de las empresas así como el cumplimiento de las premisas para las cuales están
siendo creadas.
PDVSA Industrial:
Esta filial constituida en el cuarto trimestre de 2007, tendrá como objetivo general desarrollar la
capacidad industrial del país suministrando a los sectores de hidrocarburos, eléctrico, hogar y
otros, bienes de fabricación nacional con altos estándares de calidad, seguridad y cultura
ambiental. Se garantiza así la innovación y sustentabilidad con el mayor porcentaje de valor
agregado nacional (VAN), aplicando los principios de eficiencia, eficacia y transparencia en la
gestión. Además, se asegura la soberanía tecnológica, contribuyendo a la eliminación de la
pobreza de nuestro pueblo y apoyando las actividades productivas petroleras y no petroleras
nacionales, así como la posterior exportación que contribuya a estimular y promover la
integración bajo el nuevo modelo geopolítico internacional.
Dentro de su alcance está promover y participar en el desarrollo de un tejido industrial nacional
mediante la creación de las ECM y de Parques Industriales que soportan las actividades de
toda la cadena de valor de PDVSA y sus filiales, reduciendo la dependencia de fuentes de
suministro externas o monopólicas para equipos críticos.
Como principios organizacionales tiene definidos:
•
•
•
•
•
•
•
•
Promover la soberanía tecnológica como uno de los pilares fundamentales de la política
nacional.
Desarrollo de industrias proveedoras de insumos y equipos necesarios para el país,
fortaleciendo la industria venezolana.
Optimización estructural, que se traduce en términos de eficiencia y productividad.
Promover el desarrollo de productos de alta calidad, mejorando los ya existentes bajo
los mayores estándares a nivel mundial.
Transparencia en el uso de los recursos y rendición de cuentas.
Desarrollar los negocios de acuerdo al nuevo marco legal que regirá a las ECM.
Fortalecimiento de los convenios suscritos y patrocinio de los potenciales, mediante el
mantenimiento de una política dirigida al desarrollo de las industrias y al incremento del
valor agregado e innovación de los productos entre los países miembros de dichos
convenios y acuerdos.
Asegurar el desarrollo integral del trabajador, su grupo familiar y comunidades vecinas
en lo referente a educación, vivienda, salud y esparcimiento, bajo los principios de
solidaridad y cooperación.
Impacto:
• Formación de 24 ECM del Estado, para la fabricación de bienes críticos en las
operaciones del sector hidrocarburos, eléctrico y hogar.
• Generación de 9.870 empleos directos.
• Creación y consolidación del nuevo modelo productivo alineado con la visión socialista
de producción y abastecimiento de los mercados locales e internacionales.
108
•
•
•
•
•
•
•
•
Proceso de industrialización que incorpora el factor ambiental como variable de primer
orden.
Disminución de importación de equipos y componentes fabricables en el país.
Apalancamiento del desarrollo urbano de las zonas de impacto de PDVSA Industrial y
sus ECM a lo largo del territorio venezolano.
Fortalecimiento de la capacidad productiva acorde a la demanda potencial de insumos
provocada por el crecimiento demográfico.
Redireccionamiento de recursos financieros y capital humano hacia el sector industrial y
productivo.
Formación de trabajadores en las competencias exigidas y requeridas con altos valores
éticos, morales y de responsabilidad social, lo que le permitirá integrarse y
comprometerse con las comunidades como un actor de los cambios sociales.
Satisfacer las necesidades del pueblo venezolano, elaborando productos que cumplan
con las normas, procedimientos, metodologías, diseños, programas y planes, que
permitan contribuir con los programas y planes del país.
Mayor control en los procesos de calidad de productos y equipos, generando
tecnologías propias e innovadoras de productos.
Principales Proyectos:
PDVSA Servicios:
Esta filial creada en el cuarto trimestre de 2007, tiene como objetivo general suministrar
servicios especializados en los negocios petroleros de Exploración y Producción, tales como:
operación y mantenimiento de taladros, registros eléctricos, sísmica, fluidos de perforación,
cementación y estimulación, además de otros servicios conexos, dirigidos a empresas
109
nacionales e internacionales del sector, con altos estándares de calidad, seguridad, cultura
ambiental, competitividad, sustentabilidad e innovación, para promover la consolidación de la
soberanía tecnológica, incrementando el Valor Agregado Nacional (VAN), aplicando principios
éticos y morales que satisfagan las necesidades humanas de nuestro pueblo, potenciando el
Plan Nacional de Desarrollo Económico y Social de la nación.
Como principios organizacionales tiene definidos los siguientes:
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Gobernabilidad y participación.
Transparencia en el uso de los recursos y rendición de cuentas.
Optimización estructural, que se traduce en términos de eficiencia y productividad.
Funcionamiento bajo las premisas de confiabilidad operacional, cultura ambiental,
resguardo de la seguridad, altos estándares de calidad y certificación del personal,
equipos y herramientas.
Alinear las estrategias con el plan de desarrollo nacional, con el fin de asegurar que las
ECM constituidas sean eficazmente distribuidas de manera equitativa y en beneficio del
colectivo social.
Desarrollar los negocios de acuerdo al nuevo marco legal que regirá las ECM.
Fortalecimiento de los convenios suscritos y el patrocinio de los potenciales, mediante
el mantenimiento de una política dirigida a la prestación de servicios especializados en
operaciones de perforación, y dirigida al incremento del valor agregado e innovación de
los productos entre los países miembros de dichos convenios y acuerdos.
Alta conciencia de soberanía productiva y fomento de participación del capital nacional.
Compromiso con el pueblo.
De este plan, estructurado en el año 2007 se logró crear en asociación con la República de
Belarús, la ECM “Sísmica Bielovenezolana S.A”, quien prestará el servicio de sísmica.
b. Empresas de Producción Social
El Programa de Empresas de Producción Social (EPS) de PDVSA fue aprobado por Junta
Directiva en octubre de 2005, contenido en el Plan Siembra Petrolera como elemento medular
del nuevo modelo económico y social del país para ser aplicado en todas las contrataciones de
bienes, obras y servicios. Este, se enmarca en seis directrices:
1. Registro de Empresas de Producción Social (REPS).
2. Oferta Social.
3. Fondo Social.
4. Financiamiento a las EPS.
5. Promoción, desarrollo y acompañamiento de las EPS.
6. Proyectos de estímulo al Desarrollo de las Capacidades Nacionales.
1- El Registro de Empresas de Producción Social (REPS) tiene como finalidad recibir,
organizar y centralizar información de las empresas que deciden adscribirse al Programa EPS,
con el compromiso de responsabilidad social donde las mismas optan para ser proveedores de
PDVSA.
Para los inicios del Programa EPS y hasta finales del año 2006 se contabilizaron 2.073
empresas productivas. Para el cierre del año 2007, se reportó la cantidad de 4.593 empresas
productivas para conformar un universo de proveedores conformado por Empresas Producción
Social (EPS) y Empresas Promotoras de Empresas de Producción Social (EPEPS), de 6.666
110
empresas aptas e inscritas formalmente para ser consideradas en los procesos licitatorios de
PDVSA. De este número de empresas el 54% (3.606) corresponde a EPEPS encargadas de
apalancar y transferir procesos tecnológicos de las actividades medulares de la industria, a
través del acompañamiento a EPS, requisito indispensable para la participación en procesos
licitatorios. El 46% (3.060) restante corresponde a EPS; reconocidas por su carácter social; en
ellas no existe la discriminación social por el trabajo, ni los privilegios asociados a la posición
jerárquica, sino que mantiene una igualdad sustantiva entre sus integrantes, basada en la
planificación participativa y protagónica bajo régimen de propiedad estatal, colectiva o la
combinación de ambas.
La distribución geográfica de las 3.060 EPS inscritas en el período 2006-2007, está constituida
por 1.310 EPS en la región occidental integrada por los estados: Apure, Barinas, Cojedes,
Falcón, Mérida, Portuguesa, Táchira, Trujillo y Zulia. 658 EPS en la región central cuyos
estados son: Aragua, Carabobo, Distrito Capital, Lara, Miranda, Vargas, Guárico, Yaracuy y
dependencia federal; y 1.092 EPS en la región oriental con los estados: Amazonas, Anzoátegui,
Bolívar, Delta Amacuro, Monagas, Nueva Esparta y Sucre. En cuanto a las 3.606 EPEPS, la
distribución es la siguiente: 1.461 en la región occidental, 1.211 en la región central y 934 en la
región oriental.
- DISTRIBUCIÓN GEOGRAFICA
2- El aporte por concepto de Oferta Social del programa de EPS ha sido ponderado de acuerdo
al monto del contrato y ubicado en una escala a la cual se le ha asignado un porcentaje que va
entre un 2% hasta un 5%. Para el año 2007 la aplicación de la Oferta Social ascendió a la
cifra de 213 millones de dólares distribuidos en cinco (5) rubros representativos y de impacto
social que son: educación 94 millones de dólares, infraestructura 38 millones de dolares.,
salud 34 millones de dólares, enseres domésticos 46 millones de dólares y Vialidad 1 millón
de dólares, donde se destaca que más del 90% de las ofertas sociales está dirigido a bienes, y
el resto corresponde a obras y servicios.
3- El Fondo Social se construye con los aportes provenientes de las empresas del programa de
EPS a las que se les otorgan la buena pro de un determinado proceso de licitación. Estos
aportes están destinados a desarrollar proyectos en las comunidades y son calculados con
base en un porcentaje del monto de la contratación, fijado en el pliego de licitación.
El Fondo Social se implantó a partir de septiembre de 2006, recaudando al cierre de ese año 5
millones de dólares de las EPS y 15 millones de dólares de las EPEPS. Al término del año 2007
los aportes acumulados por concepto de este fondo fueron de 24 millones de dólares para EPS
y 178 millones de dólares de EPEPS, haciendo un total acumulado desde el 2006 al 2007 de
222 millones de dólares.
Durante el 2007 se aprobó que el Fondo Social sea administrado bajo la figura de un
fideicomiso constituido en el Banco del Tesoro, distribuido de la siguiente forma: 60% para
Desarrollo Endógeno, 20% para la Misión Ribas Productiva y 20% para construcción de
viviendas.
4.- El Fondo de Financiamiento es una herramienta para el desarrollo de las EPS por vía de
préstamos en condiciones especiales para sostener su actividad económica por medio de la
adquisición de infraestructura, bienes, apoyo tecnológico, capital de trabajo y capacitación del
recurso humano para mejorar su eficiencia operacional contando así con un mecanismo
efectivo de financiamiento y soporte.
Al cierre de 2007, se aprobó el financiamiento de 10 Proyectos de EPS por un monto de 3
millones de dólares para actividades como: la fabricación de piezas metalmecánicas,
fabricación y mantenimiento de mandriles utilizados en el levantamiento artificial por gas,
servicios de reparación y mantenimiento a unidades propulsadas y no propulsadas,
mantenimiento de gabarras y unidades flotantes; todas éstas entre las más resaltantes.
111
5- Desde el inicio del Programa EPS se ha comprendido que el elemento clave para apoyar
esta nueva modalidad de empresas, es la Promoción, desarrollo y acompañamiento de las
EPS que permite la transferencia de conocimientos y tecnología desde las empresas de alta
complejidad a las de baja complejidad.
El año 2007 mostró que los procesos de formación estuvieron concentrados en las
capacitaciones técnicas-económicas y socio-organizacionales, a las empresas del Programa
EPS. Con respecto al proceso de acompañamiento, PDVSA ha invertido 12.409 Horas
Hombre en 617 EPS.
6.- Proyectos de estímulo al desarrollo de las capacidades nacionales. Su objetivo es
emprender un plan que apunte al logro de un desarrollo productivo sostenible creando
empresas de “mediana” y “alta” complejidad que a su vez promuevan la transferencia del
conocimiento a fin de crear un tejido industrial sólido, competitivo y funcional que pueda ser
adherido a otros sectores industriales del país.
•
Industria naval. Se elaboraron especificaciones para la construcción en el país de
buques para suministro y apoyo a plataformas Costa Afuera; almacenaje temprano de
gas y compresión de gas licuado; se hicieron propuestas para la construcción de
nuevos astilleros en el país para satisfacer la demanda de construcción y
mantenimiento de buques requeridos para los Proyectos del Plan Siembra Petrolera;
preparación de planes de adiestramiento para el personal tanto de los astilleros,
institutos educativos técnicos y artesanales, talleres navales nacionales, como de la
tripulación de los buques, lo que impulsará la creación y formación de nuevas EPS. Del
estudio realizado se identificó en la industria naval, la siguiente demanda: construcción
de veinticinco (25) buques de apoyo, dos (2) astilleros de operación y mantenimiento de
buques, nueve (9) diques flotantes y ocho (8) buques de manejo de anclas.
•
En insumos químicos para exploración y producción. Fueron definidas
oportunidades en tres proyectos: taponamiento por asfáltenos; incrustaciones y
corrosión, y formación de emulsiones. Promoción y acompañamiento a cinco (5) EPS y
cuatro (4) Promotoras de EPS para transferencia de ocho (8) productos tecnológicos de
Intevep (Inteflow® Endrill®, Intebios®, Biorize®, Intav®, Greenoil®, Intecarb® y
Multigel®)
•
Plataforma venezolana. Se firmaron Memoranda de Entendimiento para la discusión y
posterior formación de consorcios de capital mixto con PDVSA, para la fabricación y
construcción de plataformas de acero y concreto, e inclusión de las cooperativas y EPS
en el estudio para evaluar y cuantificar las capacidades nacionales y la participación
nacional de Proyectos Gasíferos en Venezuela.
•
En cuanto al proyecto Pozo Venezolano. Se establecieron mesas técnicas de trabajo
entre PDVSA y representantes empresariales del sector de bienes y servicios petroleros
para la identificación de áreas prioritarias de desarrollo. En el Distrito Social Apure, se
hizo la sustitución de equipos de flotación, utilizados en los revestidores.
•
Iniciativas de industrialización de los hidrocarburos sector plástico. Se continuó
trabajo de integración con representantes de Asociación Venezolana de Industrias
Plásticas (AVIPLA), Asociación Venezolana de la Industria Química y Petroquímica
(ASOQUIM), Petroquímica de Venezuela, S.A. (PEQUIVEN), Corporación Americana
de Resinas C.A. (CORAMER), Ministerio de Industrias Ligeras y Comercio (MILCO),
Ministerio de Ciencia y Tecnología (MCT) y PDVSA, para definir los planes estratégicos
y de acción para la activación del Centro Nacional del Plástico y del Caucho como
plataforma para el desarrollo del Plan Nacional del Plástico. Igualmente, se apoyó y
asesoró a empresas interesadas en desarrollar la transformación de polímeros en
112
bienes terminados.
•
Planta de recuperación de aceites lubricantes usados: finalizado proceso de
selección de tecnologías para recuperar bases lubricantes API Grupo I y II y culminada
Fase I de estudio piloto de fuente de generación de aceites usados en el Municipio
Guaicaipuro.
Entre otras actividades que se fomentan dentro del Programa de EPS, se destacan:
•
Las Ruedas de Negocios que consisten en dar a conocer la demanda de bienes, obras
y servicios del sector público, la cual forma parte de los Planes Excepcionales de
Compras del Estado, dando la oportunidad a PyMI´s, cooperativas, cooperativas
apegadas al Programa EPS y empresas alternativas apegadas al Programa de EPS a
manifestar su interés de participar en los procesos de contratación.
De las Ruedas de Negocios realizadas en Caracas, Puerto Ordaz, Puerto La Cruz y
Ciudad Ojeda se registraron 294 procesos a contratar por PDVSA, equivalentes a 391
millones de dólares que representa el 69% de total de la demanda del país.
La Misión Ribas Productiva tiene su punto de integración con el marco del Programa de
EPS de PDVSA. Desde marzo del 2007, se han iniciado macro y mini-proyectos que
contemplan ampliar niveles de participación con resultados a corto y largo plazo. Los
objetivos contemplados para la Misión Ribas Productiva son:
•
•
•
Fortalecer y mejorar la Misión Ribas para que sea un instrumento de transición
política, económica y social, rumbo al Socialismo del Siglo XXI.
Impulsar y fortalecer la consolidación de Redes Productivas Comunitarias.
Incorporar los contenidos programáticos de la estructura de Orientación Laboral
dentro del plan de estudio de la Misión Ribas.
Con el fin de promover proyectos socio-productivos con los vencedores de acuerdo a las
necesidades, potencialidades y vocaciones de las comunidades se crearon seis (6) macro
proyectos, distribuidos por bloques geográficos, que contribuyen al desarrollo endógeno
integral:
1. Construcción de viviendas, terminación y puesta en marcha de la planta procesadora de
desechos sólidos y la recuperación de 500 hectáreas para la siembra de cacao, en el
Estado Miranda.
2. Construcción de viviendas, desarrollo agropecuario y desarrollo artesanal, en el estado
Zulia.
3. Proyecto náutico y pesquero, astilleros La Guaira, en el estado Vargas.
4. Producción de ganado bufalino y construcción de viviendas del Delta del Orinoco.
5. Producción de ganado bufalino y construcción de viviendas en Mata de los Indios,
Monagas.
6. Desarrollos agrícolas múltiples: Apure, Guárico, Barinas, Anzoátegui, Sucre y Monagas.
A partir de estos macroproyectos se despliegan hasta la fecha un total de 136 de proyectos
con un monto estimado de 6 millones de dólares, correspondientes a 136 cooperativas, con
capacidad de generar 1.384 y 1.484 empleos directos e indirectos respectivamente, en
donde el 50% de ellos son vencedores egresados de la Misión Ribas.
113
La gestión de la Misión Ribas Productiva para el año 2007, ascendió al número de 123
Cooperativas destinadas a desarrollar actividades comerciales de diversa índole, las cuales
han generado un total de 1.084 empleos directos, de los cuales el 65% (706) son
vencedores insertados en oficios de interés.
Es de hacer notar que el 37% de estos proyectos están destinados al mejoramiento de los
eslabones de la cadena de valor de los rubros agroalimentarios y agroenergéticos
indispensables para los venezolanos, por lo que se encuentran alineados con los objetivos
de la nueva filial PDVSA Agrícola. Esta articulación permite destacar la posibilidad de
inserción de vencedores en los proyectos sustentables de producción de materias primas
de esta filial como por ejemplo: desarrollo de caña de azúcar, palma aceitera, soya, maíz,
leguminosas, entre otros.
La Misión Ribas Técnica está dirigida a identificar y promover oportunidades de
adiestramiento para el trabajo y empleo de los vencedores egresados de la Misión Ribas, a
fin de elevar las condiciones sociales y económicas de sus familias. En agosto de 2007
nace la Misión Ribas Técnica, con el objeto de llevar a cabo la formación de técnicos
medios en actividades petroleras y gasíferas, esta preparación está dirigida principalmente
a los vencedoras y vencedores egresados de la Misión Ribas, tendrá una duración de
cuatro (04) semestres y recibirán un título equivalente a técnico medio en actividades tales
como perforación, producción de crudo y gas, soldadura, mantenimiento mecánico,
electro- instrumentación y refinación, en una primera fase que se iniciará el 21-04-2008. En
una segunda fase se desarrollarán las especialidades de transporte y distribución de gas,
operaciones de GLP, petroquímica, construcción civil, operaciones agrícola, construcción
naval y mecánica automotriz. Los componentes curriculares incluyen, formación socio
productivo tecnológico, formación general y formación socio política. La actividad está
siendo coordinada entre las GCEPS, GREPS, RRHH y la Misión Ribas.
c. Empresas del Sector Agrícola
PDVSA Agrícola, S.A.
A partir del tercer trimestre de 2007 se autoriza a PDVSA la creación de la nueva filial
PDVSA Agrícola, con la misión de impulsar el desarrollo endógeno y territorial del país,
mediante la producción agroalimentaria y agroenergética en un 25% de los requerimientos
nacionales, así como el apoyo a la ejecución del “Plan Siembra Petrolera”, en el área
Agrícola. PDVSA Agrícola se propone ejecutar proyectos estratégicos y estructurantes,
totalmente armonizados con el ambiente y desarrollados en una red de cadenas productivas
que integran la producción primaria y el procesamiento industrial hasta el consumidor final.
Los proyectos principales son la producción de carnes, leche, aceite comestible, alimentos
balanceados, leguminosas, semillas certificadas, alcoholes, NUDES y los proyectos de
PDVSA en el área agroindustrial.
Como objetivo general PDVSA Agrícola tiene definido la producción primaria, el
procesamiento agroindustrial y la comercialización de rubros agroalimentarios y
agroenergéticos, usando la cultura organizacional para la formulación, implantación y
operación de proyectos articulados en un Plan de Negocios estructurado para el desarrollo
progresivo de complejos agroindustriales interconectados en cadenas productivas, desde la
producción primaria hasta los productos terminados.
Como principios organizacionales tiene definido
•
Desarrollar la producción agrícola nacional (animal y vegetal) en un 25% de los rubros
estratégicos del país (carnes, leche, grasas, oleaginosas, entre otros) aportando
2.257.439 toneladas de alimentos al año.
114
•
Implantación y puesta en operación de 14 complejos agroindustriales de derivados y 59
centros de servicios de apoyo a la agroindustria nacional, localizadas en los ejes Norte
Llanero, Apure-Orinoco y Faja Petrolífera del Orinoco.
•
Incorporación de 10.000 técnicos medios agrícolas de la Misión Ribas Productiva como
empleos directos e integrados en cooperativas o EPS comunitarias, orientadas a
potenciar el desarrollo agroindustrial rural como fuente generadora de bienes y servicios
para la nueva agricultura del País.
•
Satisfacer la necesidad alimentaria de la población con la incorporación del 25% de la
producción nacional a la red de comercialización de PDVAL.
•
Adquirir todo el equipamiento tecnológico, industrial, agrícola, de infraestructura rural e
investigación, requerido en el Plan de Negocios 2007-2012.
•
Consolidar la filial con la captación, la selección y el desarrollo de un recurso humano
altamente comprometido con el país, con valores éticos y solvencia moral para la
ejecución de las actividades propuestas.
Impacto alcanzado a la fecha
•
Durante el ciclo de siembra 2006-2007, se sembraron 1.250 hectáreas de semilleros en
los estados Trujillo, Barinas, Portuguesa, Cojedes y Monagas.
•
Se adquirieron 1.089 hectáreas de terreno para la construcción de los complejos
agroindustriales de derivados de caña y el desarrollo agrícola de los polígonos del
primer nivel.
•
Se seleccionaron y esta en proceso la organización de 2.500 pequeños y medianos
productores.
•
Se contrataron y actualmente se están fabricando los equipos de las cuatro primeras
plantas comerciales de producción de alcoholes mediante convenios con Brasil y Cuba.
•
Contratación de la construcción de los cuatro primeros complejos agroindustriales de
derivados de caña a la empresa constructora del Alba.
•
Inicio del movimiento de tierra en los polígonos del primer nivel ubicados en Barinas,
Portuguesa, Cojedes y Trujillo.
•
Continuación de la construcción de dos centrales azucareros en Cojedes y Monagas.
115
VII.Empresas del Sector Eléctrico
En el año 2007 se inició la reorganización del sector eléctrico nacional con la finalidad de
mejorar la calidad del servicio en todo el país, maximizar la eficiencia en el uso de las fuentes
primarias de producción de energía y en la operación del sistema y redistribuir las cargas y
funciones de las actuales operadoras del sector.
Se crea la sociedad anónima Corporación Eléctrica Nacional S.A, adscrita al Ministerio del
Poder Popular para la Energía y Petróleo, como una empresa operadora estatal encargada de
la realización de la actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de
potencia y energía eléctricas cuyo capital social de la Corporación Eléctrica Nacional S.A., será
determinado y suscrito en un 75% por Venezuela, a través del Ministerio del Poder Popular para
la Energía y Petróleo y en un 25% por PDVSA.
En el Decreto-Ley N° 5.330 de fecha 31-07-07 se ordena a la República, PDVSA y a la
Corporación Venezolana de Guayana a transferir las acciones que posean de empresas
Eléctricas Públicas a la Corporación Eléctrica Nacional, S.A, empresas que pasarán a ser
filiales y serán adscritas al Ministerio antes referido.
En un plazo de 3 años a partir de la publicación del referido decreto, las siguientes empresas
deberán fusionarse en una persona jurídica única: Energía Eléctrica de Venezuela, S.A.
(ENELVEN), Empresa Nacional de Generación, C.A. (ENAGEN), Compañía de Administración y
Fomento Eléctrico, S.A. (CADAFE), CVG Electrificación del Caroní, C.A. (CVG, EDELCA),
Energía Eléctrica de la Costa Oriental del Lago, C.A. (ENELCO), Energía Eléctrica de
Barquisimeto, S.A.(ENELBAR), Sistema Eléctrico del Estado Nueva Esparta, C.A. (SENECA),
así como las empresas filiales de la Corporación Eléctrica Nacional, S.A.
Todas aquellas empresas privadas dedicadas a la generación, transmisión, distribución y
comercialización de potencia y energía eléctrica, así como, aquellas empresas filiales o
afiliadas a éstas que a la fecha de entrada en vigencia del decreto se encuentran en proceso de
adquisición por parte del Estado, intervenidas administrativa o jurídicamente, o cualquiera que
el Estado decida adquirir deberán cumplir con lo dispuesto en los párrafos anteriores.
La Corporación podrá crear mediante Asamblea de Accionistas nuevas empresas, con el fin de
transferir una o todas las actividades encomendadas a ésta, en el presente Decreto, con lo que
se transformará en una casa matriz rectora de las operadoras.
Dada la importancia que tiene el servicio eléctrico para el desarrollo del país, el bienestar social,
y en vista de que su regulación y prestación excede el ámbito municipal y estadal, las
actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de potencia y energía
eléctrica no estarán sujetas al pago de tributos estadales y municipales.
Todas aquellas ventas de bienes y prestaciones de servicios que se realicen entre las
diferentes empresas eléctricas no están sujetas a gravamen, según la Ley de Impuesto al Valor
Agregado.
A continuación se presenta un resumen de las operaciones de compra:
(a)
C. A. La Electricidad de Caracas
El 15 de febrero de 2007, PDVSA suscribió un acuerdo con The AES Corporation
(AES) y su filial AES Shannon Holding, B.V., para la compra de su participación en
C.A. La Electricidad de Caracas (EDC), equivalente a 82,14% de las acciones. De
acuerdo con la legislación venezolana, para adquirir las acciones restantes en
circulación, PDVSA realizó una oferta pública.
116
Entre el 8 de abril y el 8 de mayo de 2007, PDVSA realizó oferta pública para
adquirir hasta 17,86% de las acciones restantes en circulación de la EDC, por el
equivalente en bolívares de $0,2734 por acción (calculado a la tasa de cambio
oficial para la venta de dólares, vigente en la fecha de cierre). Esto incluyó,
paralelamente, una oferta pública en Venezuela y una oferta en los Estados Unidos
de América, para la adquisición de todos y cada uno de los American Depositary
Share (ADS’s) en circulación, cada uno representativo de 50 acciones de EDC, a
un precio de $13,6675 por cada ADS.
Como resultado de la oferta pública, y del acuerdo con AES, PDVSA adquirió
93,61% del total de las acciones en circulación de EDC, por un total de 844
millones de dólares.
(b)
Sistema Eléctrico del Estado Nueva Esparta, C.A.(SENECA)
El 8 de febrero de 2007, PDVSA firmó un Memorándum de Entendimiento con CMS
Energy Corporation, para comprar sus acciones en la empresa Sistema Eléctrico
del Estado Nueva Esparta, C.A. (SENECA), por 106 millones de dólares, las cuales
representan 88% del capital social de esa entidad. El 7 de marzo de 2007, la
Asamblea de Accionista de PDVSA aprobó la compra en los términos acordados, la
cual se completó el 30 de marzo de 2007.
(c)
Otras Empresas del Sector Eléctrico
El 6 de julio de 2007, PDVSA compró la totalidad de las acciones de la C.A.
Electricidad de Valencia (ELEVAL) por 190 millones de dólares y, el 16 de
noviembre de 2007, compró la totalidad de las acciones de la C.A. Luz y Fuerza
Eléctrica (CALIFE) de Puerto Cabello, por 55 millones de dólares.
117
VIII.Litigios y Otros Reclamos
En fecha 25 de junio de 2007, la Sala Constitucional del Tribunal Supremo de Justicia (TSJ)
declaró inadmisible el recurso de revisión interpuesto por la representación judicial de PDVSA
Petróleo, S.A. en contra de la decisión de fecha 16 de febrero de 2006 de la Sala Político
Administrativa del TSJ, que declara sin lugar la apelación interpuesta por PDVSA Petróleo,
S.A. contra la resolución del Servicio Nacional Integrado de Administración Aduanera y
Tributaria (SENIAT), de fecha 17 de noviembre de 1999, relacionada con obligaciones
tributarias correspondientes a los años 1994, 1995 y 1996, por 839 millones de dólares. Al 31
de diciembre de 2007, la provisión para litigios y otros reclamos incluye 839 millones de
dólares por este concepto.
En fecha 30 de julio de 2007, el Tribunal 9° Superior de lo Contencioso Tributario, dictó
sentencia respecto a un recurso interpuesto por PDVSA Petróleo, S.A. contra actas de reparo
emitidas por la Administración Tributaria, en las que se objeta la deducibilidad del aporte
efectuado, de conformidad con el articulo 6 de la Ley Orgánica que Reserva al Estado la
Industria y Comercio de los Hidrocarburos (LOREICH). En dicha sentencia se concluye que
sólo serían susceptibles de deducción las exportaciones de "petróleo" y no otros productos o
subproductos de los hidrocarburos; y que debe ser interpretado de manera restrictiva por
cuanto involucra un beneficio fiscal (deducción). La gerencia de PDVSA y sus asesores legales
han manifestado que la señalada sentencia, en principio, parece tener consistencia con el texto
legal, sin embargo, defenderán el criterio de la deducibilidad a través de un recurso de
apelación ante la Sala Político Administrativa del TSJ. Al 31 de diciembre de 2007, la provisión
para litigios y otros reclamos incluye 338 millones de dólares por este concepto.
El 25 de julio de 2007, la Compañía efectuó un pago de 110 millones de dólares a favor de
New Brunswick Power Corporation ("NB Power") por concepto de un acuerdo extra-judicial
entre las partes, mediante el cual se finaliza definitivamente el reclamo iniciado en septiembre
de 2005, donde la empresa New Brunswick Power Corporation ("NB Power") introdujo una
demanda en una corte de Canadá y una solicitud de arbitraje ante el Consejo Internacional de
Resolución de Disputas de la Asociación Americana de Arbitraje de New York, en contra de
PDVSA, Bitúmenes Orinoco, S.A. (BITOR) y la República Bolivariana de Venezuela, alegando
entre otras cosas el incumplimiento de un supuesto contrato de suministro de Orimulsión®.
Dichos procedimientos fueron suspendidos hasta que la Corte Federal de New York se
pronuncie sobre una petición de PDVSA y BITOR relativa a la existencia o no del Contrato. NB
Power, reclama la indemnización de daños por CAD2.000 millones (dólares canadienses).
En febrero de 2002, LYONDELL-CITGO interpuso una demanda contra PDVSA y PDVSA
Petróleo, S.A. en una corte distrital en los Estados Unidos de América, ubicada en el Distrito
Sur de Nueva York. LYONDELL-CITGO alegó que PDVSA y PDVSA Petróleo, S.A.
erróneamente declararon casos de fuerza mayor y redujeron envíos de petróleo crudo extra
pesado a LYONDELL-CITGO. LYONDELL-CITGO solicitó la indemnización por daños y
perjuicios por supuestos hechos de incumplimiento del convenio de suministro de petróleo
crudo entre LYONDELL-CITGO y Lagoven (posteriormente fusionada en PDVSA Petróleo,
S.A.), y el convenio de suministro suplementario entre LYONDELL-CITGO y PDVSA; ambos
acuerdos de fecha 5 de mayo de 1993. En julio de 2006, LYONDELL-CITGO Y PDVSA
anunciaron el fin del litigio referido al acuerdo de suministro. En marzo de 2006 CITGO pagó a
Lyondell Chemical Company (accionista mayoritario de LYONDELLCITGO) 80 millones de
dólares para el finiquito de todas las reclamaciones existentes.
La Compañía está involucrada en otros reclamos y acciones de orden legal en el curso normal
de sus operaciones por 3.500 millones de dólares. En opinión de la gerencia y sus asesores
legales, la disposición final de estos reclamos no tendrá un efecto material adverso sobre la
posición financiera de la Compañía, resultados de sus operaciones o su liquidez
Con base en el análisis de la información disponible, se incluye en acumulaciones y otros pasivos una
provisión, al 31 de diciembre de 2007 y 2006, por 1.810 millones de dólares y 860 millones de dólares,
respectivamente. Si las demandas y reclamos conocidos se resolvieran de una manera adversa para la
Compañía en montos mayores que los acumulados, entonces estos resultados podrían tener un efecto
material adverso sobre los resultados de estas operaciones. A pesar que no es posible predecir el
resultado, la gerencia, basada en parte en la recomendación de sus asesores legales, no considera que
118
sea probable que pérdidas asociadas con los mencionados procedimientos legales, que excedan los
estimados ya reconocidos, generen montos importantes para la situación financiera de la Compañía o en
los resultados de sus operaciones.
IX.Análisis Operacional y Financiero
1. Resumen Ejecutivo
Los resultados financieros consolidados de PDVSA dependen, básicamente, del volumen de
producción de crudo y del nivel de precios de los hidrocarburos. El nivel de producción de
crudo y los desembolsos de inversión necesarios para alcanzar los niveles de producción han
sido los principales factores determinantes en los resultados financieros y operacionales.
Históricamente, los miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP),
han entrado en acuerdos para reducir la producción de crudo, estos acuerdos han
incrementado los precios globales de crudo bajando la oferta global de producción. Desde el
mes de julio de 2005 hasta el mes de octubre de 2006, El tope de producción asignado a
Venezuela por la OPEP era de 3.223 MBD. En noviembre de 2006 se acordó en el seno de la
OPEP un recorte estratégico de 138 MBD, quedando Venezuela con un tope de producción
OPEP de 3.085 MBD.
En cuanto a los precios del crudo, han continuado con una tendencia alcista, a pesar de los
esfuerzos de la OPEP por estabilizar el mercado. En el año 2007, la cesta OPEP se elevó a
68,95 $/Bl, representando un incremento de 7,88 $/Bl con respecto al alcanzado en el año
2006. Este incremento en los precios del petróleo se debió, fundamentalmente, al crecimiento
sostenido de la demanda en los países asiáticos, acuerdo de recorte de producción de la
OPEP, persistencia de las tensiones geopolíticas en el Medio Oriente y África, problemas de
producción en Africa, y a movimientos especulativos en los mercados a futuro. El precio
promedio de la cesta de exportación venezolana para el año 2007 fue de 64,74 $/Bl, esto es
9,53 $/Bl por encima del aňo anterior (55,21 $/Bl).
Tal como fue denunciado por el Comisario Mercantil de PDVSA, en su informe sobre la gestión
del año 1999, los estados financieros de PDVSA al cierre de 1998 reflejaban, un déficit de
14.626 millones de dólares. Los dirigentes de la Cuarta República, aliados con la gerencia
“meritocrática” de la vieja PDVSA, tenían a nuestra principal industria en una situación de
quiebra, producto de desacertadas decisiones operacionales y financieras.
Finalmente, al cierre del ejercicio económico del año 2007, PDVSA muestra en su patrimonio un
superávit en las ganancias no distribuidas de 4.150 millones de dólares, tal y como se muestra
en el siguiente cuadro:
Composición / Detalle del Patrimonio de PDVSA
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
39.094
39.094
39.094
39.094
39.094
39.094
39.094
39.094
39.094
39.094
Reservas Legales y Otras
6.952
8.860
8.825
8.046
8.843
8.133
7.557
7.567
Ganancias (Pérdidas) Retenidas
4.150
Expresado en MMUS$
Capital Social
Utilidades Retenidas:
Total Utilidades Retenidas
Aporte Adicional
Total Patrimonio del Accionista
Intereses Minoritarios
Total Patrimonio
(471)
(905)
8.662
8.706
(5.894)
(9.798)
(9.821) (11.407)
(9.171) (13.931) (14.626)
(1.092)
(1.775)
(1.038)
11.102
8.389
7.920
2.768
3.010
3.233
-
-
-
-
-
-
-
-
53.206
50.716
47.014
41.862
38.002
37.319
36.530
38.056
32.720
32.035
2.856
2.387
81
67
-
-
-
-
-
-
56.062
53.103
47.095
41.929
38.002
37.319
36.530
38.056
32.720
32.035
119
(2.564)
(6.374)
(7.059)
Ganancias (Pérdidas) Retenidas
8.000
4.150
3.000
(2.000)
(471)
2005
2006
(5.894)
(7.000)
(9.171)
(12.000)
(17.000)
(905)
(11.407)
(14.626)
1998
(9.821) (9.798)
(13.931)
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2007
2. Inflación y Devaluación
Los ingresos por ventas de PDVSA al igual que gran parte de los costos operacionales, se
causan principalmente en dólares estadounidenses (dólar o $), mientras que los impuestos en
Venezuela son incurridos en bolívares (Bs.) como resultado, las condiciones financieras y el
resultado de operación de PDVSA están afectados por la tasa de inflación y la tasa cambiaria
(Bs./US$) en Venezuela.
Indicadores financieros:
31 de diciembre de
2007
2006
Tasas de cambio del dólar al cierre contable (Bs/$1)
Tasas de cambio promedio anuales del dólar (Bs/$1)
Incrementos interanuales en el *IPC (%)
2.150
2.150
22
2.150
2.150
17
*IPC indice de precios al consumidor
3. Aportes Pagados a la Nación
La contribución total pagada a la Nación en el ejercicio fiscal del año 2007 se ubicó en 29.776
millones de dólares, superior en 2.563 millones de dólares, es decir un 9% con respecto a la del
año 2006, que fue de 27.213 millones de dólares. La contribución incluye: 8.334 millones de
dólares por impuesto sobre la renta, 17.161 millones de dólares por regalía, 1.659 millones de
dólares por impuesto de extracción, 49 millones de dólares por impuesto de registro de
exportación y 2.573 millones de dólares por concepto de dividendos.
a. Impuesto Sobre la Renta
La Ley de Impuesto sobre la renta en Venezuela establece una tarifa de 50% para las
compañías dedicadas a la explotación de hidrocarburos y actividades conexas, estableciendo
ciertas excepciones para la explotación y realización de actividades conexas sobre petróleos
crudos extrapesados y gas no asociado, cuya tarifa es de 34%. La tarifa de impuesto sobre la
renta aplicable para las principales filiales del exterior, es de 35%.
120
La Ley de Impuesto sobre la renta en Venezuela establece el ajuste fiscal por inflación para el
cálculo del impuesto. Los valores inicialmente ajustados de las propiedades, plantas y equipos
son depreciados o amortizados a los fines fiscales en su vida útil remanente. La Ley también
establece un ajuste regular por inflación anual que será incluido en la conciliación de la renta
como una partida gravable o deducible.
b. Regalía
La regalía se paga con base en el petróleo crudo producido y el gas natural procesado en
Venezuela. Se establece una tasa de 30% sobre los volúmenes de hidrocarburos y gas natural
producidos en áreas tradicionales (aplicables a PDVSA Petróleo, PDVSA Gas y, las Empresas
Mixtas).
En el caso de yacimientos relacionados con los proyectos de la Faja Petrolífera del Orinoco, se
estableció la tasa de 16 2/3% para ser aplicada durante la primera fase de la producción con
base en ciertos parámetros fijados por el Gobierno Nacional. Los convenios establecían que
cuando se iniciara la producción comercial de crudo mejorado, la tasa se reduciría a 1% y se
mantendría en ese nivel durante los nueve años siguientes o, hasta que los ingresos
procedentes de la venta del crudo triplicará el valor de la inversión inicial, si ocurre antes de
cumplirse el plazo mencionado. Después del período de nueve años, volvería a aplicarse la
tasa de 16 2/3%. En octubre de 2004, el Ministerio del Poder Popular para la Energía y
Petróleo estableció que la nueva tasa por concepto de regalía, vigente a partir del 11 de octubre
de 2004 y aplicable a la explotación de los crudos extrapesados de la Faja Petrolífera del
Orinoco, que llevaban a cabo las asociaciones con terceros, es de 16 2/3%. En mayo de 2006
se aprobó la Reforma Parcial a la Ley Orgánica de Hidrocarburos, mediante la cual se
establece que las operadoras debían pagar al Estado mediante regalías e impuestos
adicionales 33,33% del valor de cada barril a boca de pozo.
El 14 de noviembre de 2006 se estableció un nuevo cálculo de regalías para las empresas que
realizan actividades petroleras primarias en el país, fundamentándose en que se medirán,
mensualmente, en los campos de producción los contenidos de azufre y gravedad API de los
hidrocarburos líquidos extraídos, y se reportarán conjuntamente con la producción fiscalizada;
toda esta información formará parte del precio de liquidación de la regalía y se utilizará para el
cálculo de cualquier ventaja especial. Esta información ocasionará ajustes por gravedad y
azufre, los cuales serán publicados por el Ministerio del Poder Popular para la Energía y
Petróleo.
c. Impuesto de Extracción
La Reforma a la Ley Orgánica de Hidrocarburos establece una tasa de 33,33% del valor de
todos los hidrocarburos líquidos extraídos de cualquier yacimiento, calculado sobre la misma
base establecida para el cálculo de la regalía. Al calcular este impuesto, el contribuyente podrá
deducir lo que se hubiese pagado por regalía, inclusive la regalía adicional que esté pagando
como ventaja especial. Hasta el 31 de diciembre de 2007, las asociaciones de la Faja
Petrolífera del Orinoco, adicional a la regalía de 16 2/3%, pagaron un impuesto de extracción de
16 2/3%.
d. Impuesto de Registro de Exportación
La Reforma a la Ley Orgánica de Hidrocarburos establece una tasa de 0,1% sobre el valor de
todos los hidrocarburos exportados desde cualquier puerto del territorio nacional, calculado
sobre el precio de venta de dichos hidrocarburos. Este impuesto se comenzó a aplicar a partir
del 24 de mayo de 2006, con una vigencia efectiva de sesenta (60) días continuos contados a
partir de la fecha de publicación en Gaceta Oficial.
121
e. Impuesto Superficial
La Ley Orgánica de Hidrocarburos establece el pago de un impuesto equivalente a 100
unidades tributarias (UT) por cada kilómetro cuadrado o fracción de extensión superficial
otorgada que no estuviese en explotación. Este impuesto se incrementará anualmente 2%
durante los primeros cinco años y 5% en los años subsiguientes.
f.
Impuesto al Valor Agregado (IVA)
En la Gaceta Oficial Nº 38.632 del 26 de febrero de 2007, se publicó la Ley de Reforma Parcial
de la Ley sobre el IVA, la cual establece una reducción de la alícuota de 14% a 11%, desde el
1° de marzo hasta el 30 de junio de 2007, y 9% a partir del 1° de julio de 2007.
Como exportadores, las filiales venezolanas tienen derecho a recuperar una porción del
impuesto pagado, el cual se clasifica en el Balance General como créditos fiscales por
recuperar.
Durante el año 2006, se recibieron del Ministerio del Poder Popular para las Finanzas 647
millones de dólares en Certificado de Reintegro Tributario (CERT), los cuales fueron utilizados
para el pago de impuesto sobre la renta.
g. Impuesto de Consumo General
Las ventas de gasolina y otros combustibles en Venezuela y en los Estados Unidos causan
impuestos de consumo.
h. Dividendos
PDVSA es una empresa propiedad de la República Bolivariana de Venezuela. El ente de
adscripción es el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo, quien ejerce la
representación del Accionista, y supervisa y controla sus operaciones.
De acuerdo con sus estatutos, la Asamblea de Accionistas ejerce la suprema dirección y
administración de PDVSA, teniendo entre sus atribuciones aprobar o improbar los resultados
económicos y financieros, así como disponer sobre el destino de las ganancias obtenidas
anualmente por la empresa. En virtud de esta atribución, con base en los lineamientos del
Ejecutivo Nacional, y considerando lo previsto en la Ley de Presupuesto de la Nación para cada
ejercicio anual, la Asamblea de Accionistas de PDVSA ordena el pago de dividendos a favor de
la República Bolivariana de Venezuela, distribuyendo a la Nación una porción de sus
ganancias, estos dividendos son pagados por PDVSA dentro de los ejercicios fiscales en los
que se presupuestan, de acuerdo con las instrucciones de la Oficina Nacional del Tesoro
(ONT), de la República Bolivariana de Venezuela.
A continuación se muestran los aportes pagados a la nación en los últimos cinco años.
Aportes Pagados a la Nación (MMUS$)
2007
2006
2005
Regalía
Im pues to de Extracción
ISLR
Dividendos
Im pues to al Regis tro de Exportación
Total
17.161
1.659
8.334
2.573
49
29.776
17.505
797
7.594
1.317
27.213
11.327
5.069
1.317
17.713
2004
8.881
1.978
1.302
12.161
Las cif ras mostradas en este cuadro corresponden a los pagos ef ectivamente realizadosdurante
los años correspondientes, los cuales dif ieren ligeramente a los presentados como gastos en los
estados f inancieros consolidados de PDVSA y sus f iliales, debido a que, de conf ormidad con
principios de contabilidad de aceptación general, algunos desembolsos son reconocidos como
gastos en períodos dif erentes al del pago.
122
2003
5.945
1.216
2.326
9.487
4. Reconversión Monetaria
Con fecha 6 de marzo de 2007 la Presidencia de la República Bolivariana de Venezuela aprobó
un decreto con rango, valor y fuerza de ley de reconversión monetaria, el cual contempla, a
partir del 1° de enero de 2008 una reexpresión de la unidad del sistema monetario en el
equivalente de mil bolívares actuales.
De acuerdo con el texto del mencionado decreto-ley, a partir de esa fecha los precios, salarios y
demás prestaciones de carácter social, así como, los tributos y demás sumas en moneda
nacional contenidas en estados financieros o en otros documentos contables, o en títulos de
crédito y en general, cualquier operación o referencia expresada en moneda nacional, deberán
expresarse conforme al bolívar reexpresado (“Bolívares Fuertes” o “Bs.F”).
Como parte del proceso de reconversión antes indicado, el decreto-ley contempla que, a partir
del 1° de octubre de 2007, los instrumentos en lo cuales se oferten los precios de bienes y
servicios; así como otros que expresen importes monetarios, emplearán en su referencia tanto
la unidad de cuenta previa a la reexpresión, como la resultante de esta última. Asimismo,
establece la expresión en la nueva unidad monetaria de aquellos estados financieros de
ejercicios concluidos después del 1° de enero de 2008.
5. Resultados Operacionales y Financieros
PDVSA, como compañía integrada verticalmente desarrolla operaciones de exploración y
producción de crudo y gas natural en Venezuela “aguas arriba” y lleva a cabo operaciones de
refinación, mercadeo, transporte de crudos y productos terminados, y procesamiento, mercadeo
y transporte de gas natural “aguas abajo” no sólo en Venezuela, sino también en el Caribe,
Norte América, Sur América y Europa, entre otras regiones. Con base en la nueva
responsabilidad social de PDVSA, establecida en los Artículos Nº 302 y Nº 311 de la
Constitución de la República Bolivariana de Venezuela y en el Artículo Nº 5 de la Ley Orgánica
de Hidrocarburos, referidos a la participación de PDVSA en el desarrollo social e integral del
país, y con la finalidad de apoyar las obras o servicios destinados al desarrollo de
infraestructura y vialidad, actividades agrícolas, de salud y educación, y a cualquier otra
inversión productiva en Venezuela, PDVSA participa en diferentes programas establecidos por
el Ejecutivo Nacional.
PDVSA evalúa sus operaciones aguas arriba basándose en los siguientes factores: número de
pozos, nivel de producción por campo, factores de recobro, incorporación de reservas de crudo
y gas y aplicación de tecnologías.
PDVSA evalúa sus operaciones aguas abajo basándose en los siguientes factores: porcentajes
de utilización de las refinerías, rendimiento de productos y costos de refinación.
Los resultados financieros se evalúan tomando en consideración: margen de refinación, retorno
del capital empleado, valor económico agregado, flujo de caja libre, costos de operación por
barril producido, margen bruto y estudios comparativos de mercado, entre otros.
Los resultados financieros de PDVSA están en función de los volúmenes de exportación y de
los precios de petróleo. Al suplir mezclas óptimas de crudo a clientes y a sus refinerías, PDVSA
logró rentabilidad en las inversiones de capitales y utilizó 81% de su capacidad de refinación
manteniendo márgenes en los productos vendidos, bajo unas operaciones seguras y cuidando
los costos operacionales. Se analizan las condiciones financieras a través de indicadores
como, relación deuda/activo, relación deuda/patrimonio, retorno del capital empleado, valor
económico agregado y capacidad de endeudamiento.
Las principales oportunidades de PDVSA se basan en incrementar las reservas de crudo liviano
y mediano, incremento del factor de recobro, continuar con el desarrollo de los proyectos de
crudo extra pesado y mejorar la tecnología existente para lograr maximizar el retorno sobre las
inversiones.
123
En el sector aguas abajo, PDVSA está invirtiendo para incrementar la capacidad de refinación,
mejora de productos y cumplimiento de las leyes ambientales tanto en Venezuela como en el
exterior, expandir los mercados en Latinoamérica, el Caribe y Asia, y mejorar la eficiencia de
nuestro proceso de refinación y comercialización.
En relación al negocio del gas, PDVSA está promoviendo, activamente, la participación del
sector privado en proyectos de gas no asociado, mejorando el proceso de distribución para
incrementar tanto la cuota de mercado nacional e internacional como el mercado del gas natural
licuado.
Los grandes retos de la gerencia de PDVSA en el mediano plazo son el mantenimiento óptimo
de los reservorios de crudo y las facilidades de producción, invertir en programas de exploración
para incrementar las reservas, incrementar la disponibilidad de gas en el Occidente de
Venezuela, y modificar las especificaciones de calidad de los productos.
Los cambios necesarios para suplir la nueva generación de productos incluye la planificación y
ejecución de proyectos de capital, para proyectos de refinación y de producción de crudo y gas,
financiar estos proyectos y ajustar tanto las prácticas operacionales como los procedimientos
para asegurar la calidad de productos a nuestros clientes. Estos objetivos deben estar
acompañados con iniciativas de mejoramiento de la eficiencia y rentabilidad.
Factores de Riesgo
El negocio de crudo y productos refinados es altamente volátil. El riesgo primario de este
negocio es la inestabilidad de los precios. Otro riesgo principal es el riesgo operacional, el cual
es el riesgo de fallas mecánicas y/o errores humanos relacionados con la operación de plantas
y equipos. Otra área de riesgo es el riesgo político, en el corto plazo; acciones geopolíticas
pudieran cambiar la ecuación oferta-demanda, afectando los precios de los crudos y /o
productos refinados y creando incrementos en los mercados. A largo plazo, los cambios en las
leyes y reglamento podrían incrementar radicalmente los costos del negocio; por lo tanto
PDVSA, monitorea constantemente, las tendencias que pudieran afectar el negocio en el cual
opera.
PDVSA mitiga el riesgo operacional a través del Sistema de Gerencia Integral de Riesgos (SIR PDVSA) y por el seguimiento de las mejores prácticas y procedimientos operacionales;
adicionalmente, la búsqueda de obtener la excelencia operacional. PDVSA mantiene seguros
de daños a propiedades.
El riesgo político es un tema que debe ser aceptado y manejado una vez que el negocio ha
comprometido inversiones en ciertos países. Sin embargo, PDVSA es suficientemente sólida
en producción, refinación y sistema de distribución y ventas, lo cual le garantiza flexibilidad
operacional para reaccionar ante circunstancias en recortes o incrementos en la producción si
llegase a ocurrir algún evento. Adicionalmente, PDVSA reduce el riesgo político y comercial
diversificando su portafolio de clientes e invirtiendo, su capacidad de refinación, en nuevos
mercados. Sobre este aspecto, PDVSA está evaluando oportunidades de negocios en Asia,
Suramérica y en el Caribe.
En Venezuela, PDVSA maneja el riesgo de operar en una economía caracterizada por años de
desigual distribución de la riqueza entre la población. Por este motivo, PDVSA es parte del
proceso de apoyo a los proyectos sociales llevados a cabo por el Gobierno Nacional.
La producción de fuel con bajo contenido de azufre, lubricantes de alta calidad y asfalto es una
tendencia para el futuro. Los requerimientos de capital asociados a estas facilidades de
equipamiento para producir estos productos pudiesen llevar a consolidar la capacidad de
124
refinación. PDVSA continuará monitoreando estas tendencias y aprovechará las ventajas
económicas en la medida que ocurran.
Entre las mayores incertidumbres de PDVSA se encuentran los riesgos de mercado. PDVSA
no puede predecir el futuro del mercado del crudo y productos refinados, los cuales pudiesen
afectar a la compañía. La compañía cree que está preparada para ajustarse a la mayoría de
las contingencias para minimizar el posible impacto negativo en el comportamiento del
mercado, por lo cual mantiene adecuados niveles de liquidez financiera y deuda, asegurando
que la distribución de activos es flexible, teniendo fuentes múltiples de suministro y un portafolio
de clientes diversificado, monitoreando y analizando las condiciones del mercado sobre una
base continua.
Con el objeto de mitigar el riesgo de crédito los equivalentes de efectivo están representados
por instrumentos de alta calidad que son colocados en diversas instituciones. Asimismo, los
documentos y cuentas por cobrar están distribuidos en una amplia y confiable cartera de
clientes a nivel mundial y periódicamente se evalúa la condición financiera de los mismos.
Producto de esta evaluación se reconoce en los estados financieros una estimación para
cuentas de cobro dudoso
El enfoque de PDVSA para administrar la liquidez es asegurar, en la mayor medida posible,
que siempre contará con la liquidez suficiente para cumplir con sus obligaciones cuando
vencen, tanto en condiciones normales como de tensión, sin incurrir en pérdidas inaceptables o
arriesgar la reputación de la compañía.
PDVSA continúa haciendo énfasis en la importancia de operaciones eficientes y en el
compromiso de seguridad, PDVSA opera en una industria sujeta a precios y ganancias
volátiles. Las condiciones pueden cambiar rápidamente y los resultados, pueden diferir
sustancialmente de los estimados de la gerencia. Adicionalmente, el riesgo de crédito de los
clientes y suplidores de PDVSA pudiera afectar la liquidez de la compañía y las líneas de
crédito o los términos de pago.
125
a. Resumen consolidado de Información Financiera
Expresados en millones de dólares estadounidenses (MMUS$)
Tabla Balances Generales Consolidados
2007
2006
2005
2004
2003
52.436
42.503
35.959
35.375
35.211
1.743
1.928
2.978
3.039
1.000
14.144
13.065
12.563
10.156
8.148
68.323
57.496
51.500
48.570
44.359
8.470
7.003
5.621
4.537
2.878
15.033
10.322
8.625
5.595
4.955
Efectivo restringido
1.555
441
1.925
709
659
Efectivo y equivalentes de efectivo
3.325
2.282
1.800
1.748
2.938
10.966
2.985
894
688
642
39.349
23.033
18.865
13.277
12.072
Total activo
107.672
80.529
70.365
61.847
56.431
Patrimonio (1)
56.062
53.103
47.095
41.929
38.591
Deuda a largo plazo, neta de la porción
corriente
13.129
2.262
2.704
2.716
6.265
8.005
6.009
3.405
5.369
4.280
Tota pasivo no corriente
21.134
8.271
6.109
8.085
10.545
Cuentas por pagar a proveedores
5.650
6.379
4.993
4.313
3.365
Porción corriente de la deuda a largo plazo
2.877
652
729
1.004
750
Impuesto sobre la renta por pagar y diferido
3.048
2.487
6.347
3.367
624
18.901
9.637
5.092
3.149
2.556
30.476
19.155
17.161
11.833
7.295
51.610
27.426
23.270
19.918
17.840
107.672
80.529
70.365
61.847
56.431
16.006
2.914
3.433
3.768
7.061
29%
5%
7%
9%
18%
Propiedades, plantas y equipos, neto
Efectivo restringido, neto de la porción
corriente
Otros activos no corrientes
Total activo no corriente
Inventarios
Documentos y cuentas por cobrar
Otros activos corrientes
Total activo corriente
Otros pasivos no corrientes
Otros pasivos corrientes
Total pasivo corriente
Total pasivo
Total pasivo y patrimonio
Relación Deuda/Patrimonio (2)
Total deuda
Deuda / Patrimonio (%)
(1) Del cual el capital social representa 39.094 millones de dólares.
(2) calculado como deuda a largo plazo total, incluyendo porción corriente, dividido entre el patrimonio.
126
Estados Consolidados de Resultados
Expresados en millones de dólares estadounidenses (MMUS$)
Ventas de
productos:
petróleo
crudo
y
2007
2006
2005
2004
2003
93.820
96.764
81.105
60.972
44.178
2.357
65
2.233
255
1.408
402
1.227
43
961
226
99.252
82.915
62.242
45.365
28.137
38.778
32.001
23.748
20.496
14.958
14.779
14.034
13.181
9.182
154
100
118
60
27
4.018
3.640
3.191
2.944
2.891
(22)
(93)
20
6
296
2.702
2.184
1.667
1.157
871
21.981
18.435
13.318
9.247
6.428
584
267
183
449
678
sus
Exportaciones y en el exterior
En Venezuela
Otras ventas
Total ingresos
Costos y gastos
Compras de petróleo crudo y sus
productos
Gastos de operación
Gastos de exploración
Depreciación y amortización
Deterioro de activos
Gastos de venta, administración y
generales
Regalías, impuesto de extracción y otros
impuestos
Gastos de financiamiento
Otros (ingresos) egresos, neto
Total costos y gastos
96.242
(188)
467
426
622
53
72.324
78.557
64.958
51.414
40.922
Participación patrimonial en resultados
netos de compañías afiliadas
733
1.120
1.074
938
333
Ganancia en venta e inversión en afiliada.
641
-
-
1.432
-
Ganancia antes de gastos para el
desarrollo social e impuesto sobre la
renta
25.292
23.247
19.031
11.766
4.776
Aportes para el desarrollo social
14.102
13.784
6.909
1.242
249
Ganancia antes de impuesto sobre la
renta
11.190
9.463
12.122
10.524
4.527
Impuesto sobre la renta
5.017
4.031
5.793
5.420
1.274
Ganancia neta de operaciones
continuas
6.173
5.432
6.329
5.104
3.253
154
302
30
Operaciones discontinuadas
Ganancia de operaciones discontinuadas,
netas de impuesto
100
20
Ganancia neta
6.273
5.452
6.483
5.406
3.283
Atribuible al Accionista de la Compañía
5.371
4.994
6.469
5.432
3.277
902
458
14
(26)
6
6.273
5.452
6.483
5.406
3.283
Intereses minoritarios
127
Expresados en millones de dólares estadounidenses (MMUS$)
Información sobre flujo de caja
2007
Efectivo neto provisto por las actividades
operacionales
Efectivo neto usado en las actividades de
inversión
Efectivo neto provisto por (usado en)
actividades de financiamiento
Aumento / disminución neto(a) en el
efectivo y equivalentes de efectivo
2006
2005
2004
2003
4.174
4.044
5.595
8.792
5.929
(13.187)
(1.748)
(3.939)
(5.385)
(1.085)
10.056
(1.814)
(1.604)
(4.597)
(3.609)
1.043
482
52
(1.190)
1.235
Estado de Resultados Consolidado por Sectores 2007
Expresados en millones de dólares estadounidenses (MMUS$)
Año terminado el 31 de diciembre de 2007
Sector Nacional Sector Internacional
Ingresos
Ventas de petróleo crudo y sus productos
Exportaciones y en el exterior
En Venezuela
Otras Ventas
Total Ingresos
Costos y Gastos
Compras de Petróleo Crudo y sus productos
Gastos de operación
Gastos de exploración
Depreciación y amortización
Deterioro de activos
Gastos de ventas, administración y generales
Gastos de financiamiento
Otros egresos, neto
Sub-total
Regalías, impuesto de extracción y otros impuestos
Total Costos y Gastos
Participación patrimonial
Ganancia en venta de inversión en afiliada
Ganancia antes de desarrollo social e ISLR
Gastos para el desarrollo social
Ganancia antes del ISLR
Impuesto sobre la renta
Ganancia neta de operaciones continuas
Operación descontinuada:
Ganancia de operación descontinuada, neta de impuesto
Ganancia neta
Año terminado el 31
de diciembre de
Total consolidado
2006
Eliminaciones (1)
61.731
2.321
64.052
50.238
5.650
55.888
(18.149)
(5.614)
65
(23.698)
93.820
2.357
65
96.242
96.764
2.233
255
99.252
7.102
7.554
154
3.424
(22)
1.764
450
344
20.770
21.981
42.751
94
21.395
14.099
7.296
4.107
3.189
44.640
7.013
515
584
134
484
53.370
53.370
630
3.148
3
3.145
1.403
1.742
(23.605)
391
79
354
(1.016)
(23.797)
(23.797)
9
641
749
749
(493)
1.242
28.137
14.958
154
4.018
(22)
2.702
584
(188)
50.343
21.981
72.324
733
641
25.292
14.102
11.190
5.017
6.173
38.778
14.779
100
3.640
(93)
2.184
267
467
60.122
18.435
78.557
1.120
1.432
23.247
13.784
9.463
4.031
5.432
71
29
-
100
20
3.260
1.771
1.242
6.273
5.452
5.371
902
6.273
4.994
458
5.452
Ganancia neta:
Atribuible al Accionista de la Compañía
Intereses minoritarios
(1) De acuerdo con Normas Internacionales de Información Financiera, los saldos y transacciones entre las filiales consolidadas deben ser eliminadas.
128
Estado de Resultados Consolidado por Sectores en el 2006
Expresados en millones de dólares estadounidenses (MMUS$)
Año terminado el 31 de diciembre de 2006
Sector Nacional
Sector Internacional
Eliminaciones (1)
Total consolidado
Ingresos
Ventas de petróleo crudo y sus productos
Exportaciones y en el exterior
52.787
59.107
(15.130)
96.764
2.233
5.223
(5.223)
2.233
254
-
1
255
55.274
64.330
(20.352)
99.252
Compras de Petróleo Crudo y sus productos
5.002
53.670
(19.894)
38.778
Gastos de operación
8.093
6.724
(38)
14.779
100
-
-
100
3.189
465
(14)
3.640
En Venezuela
Otras Ventas
Total Ingresos
Costos y Gastos
Gastos de exploración
Depreciación y amortización
Deterioro de activos
(79)
(13)
(1)
(93)
1.687
503
(6)
2.184
Gastos de financiamiento
304
116
(153)
267
Otros egresos, neto
(11)
430
48
467
18.285
61.895
(20.058)
60.122
Gastos de ventas, administración y generales
Sub-total
Regalías, impuesto de extracción y otros impuestos
Total Costos y Gastos
Participación patrimonial
18.435
-
-
18.435
36.720
61.895
(20.058)
78.557
202
870
48
1.120
-
1.432
-
1.432
18.756
4.737
(246)
23.247
Ganancia en venta de inversión en Lyondell-Citgo Refining LP
Ganancia antes de desarrollo social e ISLR
Gastos para el desarrollo social
Ganancia antes del ISLR
Impuesto sobre la renta
Ganancia neta de operaciones continuas
13.781
3
-
13.784
4.975
4.734
(246)
9.463
2.992
1.661
(622)
4.031
1.983
3.073
376
5.432
Operación descontinuada:
Ganancia de operación descontinuada, neta de impuesto
Ganancia neta
-
-
20
20
1.983
3.073
396
5.452
Ganancia neta:
Atribuible al Accionista de la Compañía
4.994
Intereses minoritarios
458
5.452
(1) De acuerdo con Normas Internacionales de Información Financiera, los saldos y transacciones entre las filiales consolidadas deben ser eliminadas.
b.
•
Producción
Producción Crudo
La producción total nación promedio de 2007 fue de 3.150 MBD, menor en 100 mil barriles
diarios a la producción del promedio alcanzada en el 2006 de 3.250 MBD debido principalmente
por dos factores: el recorte de producción acordado en el seno de la OPEP y a la desinversión
registrada por parte de las empresas privadas de los antiguos Convenios Operativos y
asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco en el proceso de migración a Empresas Mixtas.
129
•
Producción de LGN
La producción promedio del año 2007 de los líquidos del gas natural (LGN), incluyendo el gas
etano, fue de 172 mil barriles diarios, 5 mil barriles diarios por debajo de la producción promedio
del 2006 (177 mil barriles diarios).
c. Ingresos Totales
La disminución de los ingresos totales de PDVSA fue de 3.010 millones de dólares, 3 % por
debajo de los ingresos del año 2006 pasando de 99.252 millones de dólares en el 2006 a
96.242 millones de dólares en el año 2007, debido al efecto de la disminución de las ventas de
CITGO en el mercado norteamericano, por el cambio de estrategia de negocio, al no renovarse
el contrato con las estaciones de servicios independientes y la cadena de tiendas 7-Eleven.
•
Ventas de Exportación
La exportación propia promedio del año 2007 fue de 2.789 MBD, 186 MBD por debajo de la
exportación promedio alcanzada en el año 2006 (2.975 MBD) principalmente por las razones
mencionadas anteriormente con relación a la producción de crudo.
El precio promedio de exportación de la cesta Venezuela del año 2007 se ubicó en 64,74 $/Bl,
con un incremento de precio de 9,53 $/Bl con respecto al precio promedio del año 2006
(55,21$/Bl), fundamentalmente, por tensiones geopolíticas del Medio Oriente, movimientos
especulativos de mercados futuros, acuerdo de recorte de la cuota OPEP e incremento de la
demanda de los países de Latinoamérica y el Caribe.
•
Ventas Netas Filiales internacionales
En el año 2007, el volumen total de crudo, productos refinados y LGN vendidos totalizan 50.238
millones de dólares comparado con 59.107 millones de dólares del año 2006, lo que representó
una disminución de 8.869 millones de dólares, debido al efecto de la disminución de las ventas
de CITGO en el mercado norteamericano, por el cambio de estrategia de negocio, que condujo
a la cancelación del contrato con la cadena de gasolineras 7-Eleven, así como también
estaciones de servicio independientes, para un total de estaciones de servicio desincorporadas
de 4.951.
•
Ventas Mercado Local
PDVSA vendió 564 MBD de productos refinados (incluyendo Gas Licuado de Petróleo) en el
mercado venezolano en el año 2007, comparado con 548 MBD en el año 2006, principalmente
por incremento del parque automotor venezolano.
d. Costos y Gastos
•
Compras de Crudo y Productos
La disminución en las compras de crudo y producto fue de 10.641 millones de dólares, lo que
representa 27 %, pasando de 38.778 millones de dólares en el año 2006 a 28.137 millones de
dólares en el año 2007. La disminución se originó principalmente por menores compras de
gasolina por parte de CITGO (9.968 millones de dólares en 2007 vs. 22.204 millones de dólares
en 2006) por la disminución de sus operaciones por cambio en su estrategia de negocio.
130
•
Costos de Operación
El costo de operación para 2007 cerró con un saldo de 14.958 millones de dólares mientras que
para el año 2006 se ubicó en 14.779 millones de dólares, lo que representa un incremento de
179 millones de dólares. Esto se debe, principalmente, al efecto combinado de menores costos
en el sector nacional generados por la eliminación de los pagos por servicios de los Convenios
Operativos que migraron a Empresas Mixtas en abril de 2006, aumento de los costos de
refinación en CITGO, aumento de los costos laborales por nuevo contrato colectivo y por la
absorción de personal de contratistas.
•
Gastos de Exploración
Los gastos de exploración se ubicaron en 154 millones de dólares en el año 2007, 54 millones
de dólares más que el año 2006 (100 millones de dólares) lo que representa un incremento de
un 54% debido principalmente al incremento de la actividad de geofísica en las operaciones de
adquisición de sísmica 3D que alcanzó un total de 1.475 Km2 y para el 2006 abarcó un 42% de
ésta; registro 28 millones de dólares por transferencia a gastos de pozos seco en el año 2007; e
incremento en la contratación de horas hombres de especialistas locales y foráneos para
asesorías.
•
Gastos de Ventas, Administración y Generales
Para 2007 el gasto fue de 2.702 millones de dólares, mientras que para 2006 se ubicó en 2.184
millones de dólares lo que representó un aumento de 518 millones de dólares debido,
principalmente, al incremento en costos de labor generado por los beneficios otorgados a los
trabajadores en el nuevo contrato colectivo.
•
Gastos de Depreciación y Amortización
Los gastos de depreciación y amortización para el año 2007 se ubicaron en 4.018 millones de
dólares, 378 millones de dólares mayores al gasto del año 2006 (3.640 millones de dólares).
Este incremento se debe, básicamente, a: aumento de la inversión en activos operativos,
nuevas capitalizaciones de obras en progreso e incorporación de los activos de las nuevas
Empresas Mixtas.
•
Participación Patrimonial en Resultados Netos en Compañías Afiliadas
En relación con la Participación Patrimonial en Compañías Afiliadas para el año 2007 se ubicó
en 733 millones de dólares, lo que representó una disminución de 387 millones de dólares con
respecto al año 2006 (1.120 millones de dólares) debido principalmente a la venta por parte de
CITGO de sus afiliadas LYONDELL- CITGO Refining LP, en 2006 y Colonial Pipeline Company
y Explorer Pipelines, en 2007.
En 2007 CITGO vendió su participación de 15,79% y 6,8% en Colonial Pipeline Company y
Explorer Pipeline Company, respectivamente. Por esta venta, CITGO recibió en efectivo 756
millones de dólares, respectivamente, y reconoció una ganancia neta, por la venta de estas
inversiones, de 533 millones de dólares y 108 millones de dólares, respectivamente, las cuales
se presentan en el Estado de Resultados como Ganancia en Venta de Inversión.
•
Gastos para el Desarrollo Social
El gasto social se ubicó en 14.102 millones de dólares, un incremento de 318 millones de
dólares con respecto a la cifra del año 2006 de 13.784 millones de dólares
(ver capitulo IV N° 8).
131
e. Flujo de Caja
•
Liquidez y Fuentes de Capital
Las fuentes primarias de liquidez son los flujos de caja de las operaciones y préstamos a corto y
largo plazo en dólares estadounidenses y en bolívares. PDVSA continúa realizando inversiones
de capital para mantener e incrementar el número de reservas de hidrocarburos que se operan
y la cantidad de petróleo que se produce y procesa. En las operaciones normales del negocio,
PDVSA y sus filiales entran en facilidades y acuerdos de préstamos, para cubrir sus
necesidades de liquidez y fondos necesarios para los desembolsos de capital. PDVSA tiene
disponible al 31 de diciembre de 2007, líneas de crédito garantizadas por 70 millones de
dólares.
•
Flujo de Caja por las Actividades Operacionales
Al 31 de diciembre de 2007, el efectivo neto de PDVSA provisto por las actividades
operacionales fue de 4.174 millones de dólares debido, fundamentalmente, a una ganancia neta
de 6.273 millones de dólares; 4.018 millones de dólares por gastos de depreciación y
amortización; 53 millones de dólares por el costo de obligaciones por retiro de activos, 2.784
millones de dólares por provisión para beneficios a los empleados y otros beneficios post-retiro,
446 millones de dólares por el ajuste al valor razonable de las cuentas por cobrar a largo plazo,
15 millones de dólares por aumento de la estimación para cuentas de cobro dudoso, 5.206
millones de dólares por cambios en pasivos operacionales, 10 millones de dólares por deterioro
del valor de los activos, 115 millones de dólares por pérdida de transacciones en moneda
extranjera; compensado por 733 millones de dólares por los resultados netos en la participación
patrimonial en compañías afiliadas; 641 millones de dólares por ganancia en venta de inversión
en Colonial Pipeline Company y Explorer Pipelines, 1.587 millones de dólares por impuesto
sobre la renta diferido, 666 millones de dólares por exceso de los valores reconocidos sobre el
costo de la inversión, 11.119 millones de dólares por cambios en activos operacionales y 5.913
millones de dólares por la variación del capital de trabajo.
•
Flujo de Caja Usado para las Actividades de Inversión
Al 31 de diciembre de 2007, el efectivo neto de PDVSA usado para las actividades de inversión
fue de 13.187 millones de dólares, de los cuales 12.852 millones de dólares se utilizaron para
las adquisiciones de propiedades, plantas y equipos neto; una disminución de 929 millones de
dólares del efectivo restringido; y compensado por 756 millones de dólares por la venta de la
inversión en Colonial Pipeline Company y Explorer Pipeline Company; 635 por dividendos
recibidos de afiliadas, 1.195 por adquisición de grupos de activos mantenidos para la venta,
neto y 398 millones de dólares por otras variaciones de inversiones.
•
Flujo de Caja Usado para las Actividades de Financiamiento
Al 31 de diciembre de 2007, el efectivo neto de PDVSA usado para las actividades de
financiamiento fue de 10.056 millones de dólares, 14.959 millones de dólares por la emisión de
la oferta pública de bonos y otros financiamientos dirigidos y regulados por el Banco Central de
Venezuela (BCV), compensados con 2.658 millones de dólares correspondientes a un anticipo
al accionista a cuenta de dividendos, 1.866 millones de dólares por pagos de la deuda a largo
plazo, y 379 millones de dólares por dividendos pagados a inversionistas minoritarios.
•
Cláusulas Contractuales
Varias facilidades de préstamo establecen cláusulas contractuales que restringen la capacidad
de la Compañía a incurrir en deuda adicional, pagar dividendos, hipotecar propiedades y vender
132
ciertos activos. La Compañía estaba en cumplimiento de estas cláusulas al 31 de diciembre de
2007 y 2006.
f.
Efectivo Restringido
•
Fidecomiso en Bandes
Con base en la nueva responsabilidad social que corresponde a PDVSA, se han constituido los
siguientes fideicomisos con el BANDES para atender, primordialmente: programas y proyectos
sociales, obras, bienes y servicios destinados al desarrollo de infraestructura, actividad agrícola,
vialidad, salud y educación en el país:
•
FONDESPA, aprobado en Asamblea de Accionista de fecha 23 de enero de 2004,
constituido en dólares y conformado por los ingresos extraordinarios provenientes de la
exportación de petróleo crudo y sus productos que excedieron el precio promedio
presupuestado por barril, netos de regalías, impuestos y otros gastos directos, en los
años 2004 y 2005. En el año 2006 se efectuó un aporte extraordinario por 229 millones
de dólares para garantizar el cumplimiento de los compromisos de proyectos previamente
aprobados. Este fondo no recibió aportes durante el año 2007.
•
Convenio Integral de Cooperación con la República Argentina, producto de la firma del
Convenio Integral de Cooperación entre la República Bolivariana de Venezuela y la
República Argentina, en reunión de Junta Directiva de PDVSA, efectuada el 15 de julio de
2004, se aprobó la constitución de este fideicomiso en dólares. Dicho fideicomiso estará
conformado por las cantidades de dinero y títulos valores provenientes de la cobranza a
la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima
(CAMMESA), empresa energética estatal Argentina, por las ventas de crudo y sus
productos, que PDVSA efectúe de acuerdo con el convenio. Los fondos estarán
restringidos para efectuar pagos a las empresas ubicadas en la República Argentina por
las importaciones de bienes y servicios provenientes de ese país. Durante los años 2007
y 2006, se efectuaron aportes a este fideicomiso por 101 millones de dólares y 96
millones de dólares, respectivamente.
•
Fondo para la Estabilización Macroeconómica (FEM)
En noviembre de 2003, el Gobierno Nacional constituyó el FEM, con el objetivo de lograr la
estabilidad de los gastos del Estado en los niveles nacional, estatal y municipal, frente a las
fluctuaciones de los ingresos ordinarios. De acuerdo con la Ley, PDVSA realizó aportes en
dólares hasta el año 2003 sobre la base de los ingresos adicionales de origen petrolero,
determinados por 50% de la diferencia en exceso entre los ingresos por exportación de petróleo
crudo y sus productos y, el promedio de dichos ingresos recaudados en los últimos tres años
calendarios, después de deducir los impuestos relacionados con estos ingresos. La Ley y sus
reformas no han previsto aportes adicionales desde el año 2004.
Los recursos del FEM pueden ser usados en los casos de suceder una disminución en los
ingresos fiscales, cualquiera que sea su origen, con relación al promedio de dichos ingresos
recaudados en los últimos tres años calendarios o, en caso de estado de emergencia
económica decretado de conformidad con la Constitución de la República Bolivariana de
Venezuela. Para el retiro de los recursos del FEM por parte de las entidades titulares se
informará a la Comisión Permanente de Finanzas de la Asamblea Nacional; así como también a
la Contraloría General de la República y, se iniciará el respectivo trámite descrito en la Ley.
Durante los años 2007 y 2006, este fondo originó ingresos financieros por 39 millones de
dólares para ambos años, que se incluyen en otros egresos netos en los estados consolidados
de resultados.
133
•
Fideicomiso suscrito con BANFOANDES, para la Construcción y
Acondicionamiento de Módulos Asistenciales para la Misión Barrio Adentro
El 24 de marzo de 2005, la Junta Directiva de PDVSA aprobó la constitución de un fideicomiso
entre Palmaven, S.A. (filial de PDVSA) y BANFOANDES. Dicho fideicomiso se creó el 20 de
junio de 2005 y está destinado a la creación de 1.000 módulos de asistencia médica para la
Misión Barrio Adentro. Este fideicomiso fue constituido con un aporte inicial de 23 millones de
dólares y tendrá una duración de un año, prorrogable, automáticamente, por períodos iguales
(véase la nota 30). Durante los años 2007 y 2006 el fideicomiso no recibió aportes adicionales
de PDVSA.
•
Fondos para los Proyectos de Crudo Extrapesado en la Faja Petrolífera del
Orinoco
Corresponde a fondos depositados en instituciones financieras en el exterior, restringidos para
cumplir compromisos relacionados con el financiamiento recibido para el desarrollo de los
proyectos de producción y mejoramiento del crudo extrapesado de la Faja Petrolífera del
Orinoco.
•
Fondo para Inversiones de PDV Caribe, S.A.
El 11 de agosto de 2006, la Junta Directiva de PDVSA aprobó la constitución de un fondo en
Euros (€) por € 310 millones (equivalentes a 407 millones de dólares) con el fin de cumplir, a
través de la filial PDV Caribe, S.A. con los planes de inversión en proyectos energéticos de gran
importancia estratégica, enmarcados dentro de la política de integración energética con países
del área de El Caribe, impulsada por el Ejecutivo Nacional. El 4 de septiembre de 2006, se
aprobó la colocación, restringida, de estos fondos en una institución financiera en el exterior,
con el objetivo de procurar la ejecución adecuada de las inversiones planificadas.
•
Acuerdo de Cooperación Energética suscrito con la República Oriental del
Uruguay
Como resultado de este acuerdo, suscrito en el año 2005, PDVSA se compromete a suministrar
petróleo crudo, productos refinados y gas licuado de petróleo (GLP) a la República Oriental del
Uruguay. Durante el año 2005, se efectuó un aporte inicial por 44 millones de dólares en una
cuenta de una institución financiera ubicada en la República Oriental del Uruguay, en la cual
serán depositadas las cobranzas a la Administradora Nacional de Combustibles, Alcohol y
Portland (ANCAP), empresa petrolera de Uruguay, provenientes de las ventas relacionadas con
este acuerdo. Estos fondos están restringidos para realizar pagos a las empresas ubicadas en
la República Oriental del Uruguay, por las importaciones de bienes y servicios provenientes de
ese país. Durante los años 2007 y 2006, se efectuaron aportes a este fondo por 24 millones de
dólares y 191 millones de dólares, respectivamente.
•
Cuenta de Liquidez de PDVSA Finance y CITGO
Corresponde a la “cuenta de liquidez”, cuya constitución se encuentra establecida en el
convenio suscrito con las instituciones financieras para la emisión de bonos, la cual está
integrada por efectivo y depósitos a plazos, incluyendo los intereses devengados sobre estos
montos.
134
g. Acuerdo de Suministro
PDVSA Petróleo mantiene varios acuerdos de suministros que se resumen a continuación:
Convenio de
suministro
(MBD)
Entidad
Ruhr
Nynäs
LYONDELL- Houston
Refining LP
Chalmette Refining
ConocoPhillips
Hovensa
Hamaca Marketing Company
Año de finalización
237
57
Período de la asociación, más 3 años adicionales
Período de la asociación, más 3 años adicionales
230
90
190
270
129
1.203
2011
Período de la asociación
2020
Entre 2014 y 2022
Período de la asociación
Como resultado de la venta de la inversión en LYONDELL-CITGO, efectuada durante el año
2006, el acuerdo de suministro quedó sin efecto. Se firmó uno nuevo de condiciones similares,
entre la empresa LYONDELL Houston Refining LP. y PDVSA Petróleo.
h. Políticas Contables Significativas
Los estados financieros consolidados están preparados de acuerdo con Normas Internacionales
de Información Financiera (NIIF), adoptadas por la Junta de Normas Internacionales de
Contabilidad (International Accounting Standards Board - IASB) y sus interpretaciones emitidas
por el Comité de Interpretaciones (International Financial Reporting Interpretations Committee –
IFRIC) de la IASB.
Los estados financieros consolidados fueron aprobados por la Junta Directiva en marzo de
2008.
Para la preparación de los estados financieros consolidados se requiere que la gerencia realice
estimaciones, juicios y suposiciones que afectan la aplicación de las políticas contables y los
montos presentados de activos, pasivos, ingresos y gastos. La Compañía aplica sus mejores
estimaciones y juicios; sin embargo, los resultados finales podrían diferir de esos estimados.
Los estimados y suposiciones relacionadas se basan en la experiencia y algunos otros factores
que se consideran razonables en las circunstancias actuales, cuyo resultado es la base para
formar los juicios sobre el valor en libros de los activos y pasivos que no son fácilmente
determinables por otras fuentes. Los estimados y suposiciones son revisados periódicamente,
y, las revisiones de estos estimados contables, son reconocidas en el mismo período y en los
períodos futuros afectados.
Las áreas significativas de incertidumbre de estimación y juicios críticos, en la aplicación de
políticas contables que tienen un efecto significativo sobre los montos reconocidos en los
estados financieros, son las siguientes:
ƒ
Nota 13 - Impuesto sobre la renta diferido y uso de pérdidas fiscales
ƒ
Nota 14 - Depreciación y amortización
135
•
ƒ
Nota 24 - Medición de obligaciones de beneficios de jubilación definidos por
contrato y otros
beneficios post-retiro diferentes a jubilación.
ƒ
Nota 25 – Acumulaciones y otros pasivos
ƒ
Nota 27 - Valuación de instrumentos financieros
Pronunciamientos Contables Recientemente Emitidos
Varias normas nuevas y enmiendas e interpretaciones a las normas actuales aún no están
vigentes para el año terminado el 31 de diciembre de 2007, y no se han aplicado en la
preparación de estos estados financieros consolidados. Las más importantes para PDVSA son
las siguientes:
ƒ
En noviembre de 2006, la IASB emitió la Norma Internacional de Información
Financiera N° 8 (NIIF 8) Operaciones por Segmento. Esta norma estará en
vigencia para los ejercicios económicos iniciados en o después del 1° de
enero 2009, y la misma requerirá la revelación de segmentos de información
basados en los reportes internos revisados regularmente por el Comité de
Operaciones de Exploración y Producción, por el Comité de Operaciones de
Refinación y, por El Comité de Operaciones de Comercio y Suministro; esto
con el objeto de evaluar cada segmento.
ƒ
Durante el año 2006, la IASB emitió la Interpretación N° 12 (CINIIF 12)
Acuerdos para Concesión de Servicios. Esta interpretación provee una guía
para el reconocimiento y medición de operaciones relacionadas con acuerdos
para concesión de servicios del sector público al sector privado. La CINIIF 12
estará en vigencia para los ejercicios económicos iniciados en o después del
1° de enero de 2008.
ƒ
En marzo de 2007, la IASB emitió la Norma Internacional de Contabilidad Nº
23 revisada Costos de Financiamiento (NIC 23), la cual elimina la opción de
reconocer en los resultados los costos de financiamiento y requiere que la
Compañía capitalice estos costos de financiamiento directamente atribuibles
a la adquisición, construcción o producción de un activo calificado, como
costo de ese activo. Esta norma estará en vigencia para los ejercicios
económicos iniciados en o después del 1° de enero de 2009.
ƒ
En julio de 2007, la IASB emitió la Interpretación Nº 14 (CINIIF 14) – NIC 19
El límite sobre un Activo por Beneficio Definido, Requerimientos Mínimos de
Fondos y la Interacción Entre Éstos, la cual aclara cuando reembolsos o
reducciones en futuras contribuciones relacionadas con un activo por
beneficio definido serán considerados como disponibles, y adicionalmente
provee una guía sobre el impacto de los requerimientos mínimos de fondeo
de tales activos. Asimismo, aclara cuando un requerimiento mínimo de
fondeo debería originar un pasivo. Esta interpretación estará en vigencia
para los ejercicios económicos iniciados en o después del 1° de enero de
2008.
PDVSA está evaluando las nuevas normas emitidas y, con base en el avance alcanzado en sus
análisis a la fecha, considera que estas normas no tendrán un impacto significativo sobre los
136
estados financieros consolidados.
Pronunciamientos Contables Adoptados Recientemente
Durante el año 2007, comenzaron a estar vigentes las siguientes normas e interpretaciones:
ƒ
La NIIF 7 Instrumentos Financieros: Revelaciones y la enmienda a la NIC 1
Presentación de Estados Financieros: Revelaciones sobre Capital, requieren
revelaciones detalladas sobre la relevancia de los instrumentos financieros
para la situación financiera de una entidad y su desempeño, tanto
revelaciones cualitativas como cuantitativas sobre la naturaleza y alcance de
los riesgos asociados.
ƒ
La Interpretación Nº 9 (CINIIF 9) Revaluación de Instrumentos Derivados
Implícitos, requiere que una entidad valore un instrumento financiero derivado
implícito separándolo del contrato principal, y contabilizarlo como un derivado
desde el momento en que la entidad suscribió dicho contrato. La revaluación
subsecuente es prohibida a menos que se produzca un cambio en los
términos originales del contrato.
ƒ
La Interpretación N° 10 (CINIIF 10) Información Financiera Intermedia y
Deterioro, aclara que una entidad no debe revertir las pérdidas por deterioro
reconocidas en un período interino previo con respecto a la plusvalía o a la
inversión de cualquier activo financiero registrado al costo.
Las políticas contables de la Compañía se han revisado y modificado, en los casos necesarios,
para adoptar los requerimientos establecidos en estas nuevas normas o interpretaciones. La
adopción de estas normas e interpretaciones no tuvo efectos significativos en los estados
financieros consolidados de PDVSA.
6. Detalle de la Deuda Financiera Consolidada
La deuda financiera consolidada al 31 de diciembre de 2007, consiste en lo siguiente:
(En millones
de dólares)
PDVSA (Casa Matriz):
Préstamos garantizados, otorgados por agencias gubernamentales de exportación
e instituciones financieras, con interés anual variable LIBOR más 0,5%
y vencimiento en el año 2008
Préstamos garantizados, otorgados por agencias gubernamentales de exportación
e instituciones financieras, con interés anual variable entre 1,70% y 2,30%
y vencimiento en el año 2012 (en Yenes)
Facilidad de crédito no garantizada, a interés variable LIBOR más
4,5% y vencimiento en el año 2010
Bonos no garantizados, con vencimientos en los años 2017, 2027 y 2037
por un monto de $3.000, $3.000 y $1.500 millones y con intereses anuales
pagaderos semestralmente de 5,25%, 5,375% y 5,50%, respectivamente
Préstamos garantizados, otorgados por agencias gubernamentales de exportación
e instituciones financieras, con interés anual variable LIBOR más 1,13%
y vencimiento en el año 2022
Línea de crédito rotativa, no garantizada, con interés variable LIBOR más 1%
y vencimiento en el año 2008 prorrogable
Van,
200
213
6
7.500
3.327
1.124
12.370
137
(En millones
de dólares)
Vienen,
12.370
CITGO:
Facilidad de crédito rotativa garantizada, con interés anual de
8,25% y vencimiento en el año 2010
Facilidad de crédito, con tasa de interés LIBOR más 1,75% y
vencimiento en el año 2008
Acuerdo de crédito garantizado por $700 millones, con interés
variable LIBOR más 1,38% y vencimiento en el año 2012
Bonos exentos de impuesto, con tasa anual variable y fija, entre 3,92%
y 8,00%, garantizados con cartas de crédito y vencimientos entre los
años 2008 y 2037
Bonos sujetos a impuesto, garantizados con cartas de crédito,
a tasas variables de 5,88% y con vencimiento en el año 2026
80
1.000
637
562
60
2.339
Petrozuata:
Préstamo garantizado con interés anual variable, entre LIBOR más 1,25%
y 1,50% anual, con vencimiento entre los años 2009 y 2011
Bonos garantizados, con tasa de interés entre 7,63% y 8,37% anual,
y vencimientos entre los años 2009, 2017 y 2022
177
800
977
PDVSA Sincor:
Línea de crédito garantizada, a interés anual variable, entre LIBOR más 5,53%
y 6,97%, y vencimientos entre los años 2007 y 2012
PDVSA VI:
Bonos garantizados por PDVSA y la participación accionaria en Hovensa,
con interés anual de 8,46%, y vencimientos entre los años 2008 y 2009
236
76
Tropigas, S.A.C.A.:
Pagarés con interes anual de 17,67% y con vencimiento
en el año 2008 (en Bolívares)
5
Bariven:
Préstamos garantizados, otorgados por agencias gubernamentales de exportación
e instituciones financieras, con interés anual variable y fijo entre 6,13%
y 7,69%, y vencimiento en el año 2008
3
Total deuda financiera consolidada
Este balance de la deuda financiera consolidada no incluye los pasivos financieros
consolidados de C.A. La Electricidad de Caracas (EDC), debido a que la inversión en esta
entidad es presentada por PDVSA como disponible para la venta en su información financiera al
31 de diciembre de 2007.
138
16.006
Los vencimientos de la deuda financiera consolidada, al 31 de diciembre de 2007, son los
siguientes:
(En millones
de dólares)
Años
2008
2009
2010
2011
2012
Años restantes
2.877
447
422
436
1.113
10.711
16.006
La deuda financiera consolidada está denominada en dólares, excepto las deudas en
Yenes y en Bolívares indicadas anteriormente.
Emisión de Bonos y Otros Financiamientos
Entre los meses de enero y febrero del año 2007 se aprobó la emisión de la oferta pública
de bonos, hasta por 7.500 millones de dólares con vencimientos a 10, 20 y 30 años
(2017, 2027 y 2037). Esta emisión fue dirigida y regulada por el BCV, y quedó
exceptuada del ámbito de aplicación de la Ley de Mercados de Capitales de Venezuela,
en virtud del carácter de empresa estatal que tiene PDVSA. El cupón de rendimiento de
los bonos emitidos es de 5,25%, 5,375% y 5,50% anual, para los vencimientos a 10, 20 y
30 años, respectivamente. En la emisión combinada de estos bonos se generó una prima
de 5,5%. Los bonos serán pagados en dólares a su vencimiento.
Entre el 12 de abril y el 10 de mayo de 2007, se completó el proceso de emisión de los
bonos, alcanzándose la colocación de los 7.500 millones de dólares. Asimismo, el 12 de
abril de 2007, fue publicado el decreto N° 5.282 que establece la exoneración del pago de
impuesto sobre la renta a los enriquecimientos obtenidos por los tenedores, provenientes
de esta colocación.
En febrero de 2007 un grupo de bancos, liderados por el Japan Bank for International
Cooperation (JBIC), aprobó el otorgamiento de un préstamo a la Compañía por 3.500
millones de dólares. Este préstamo tiene un vencimiento a 15 años, causará intereses a
una tasa equivalente a LIBOR más 1,13%, e incluye opciones de pagos en efectivo o
mediante la entrega de petróleo crudo y productos a precios de mercado, sujeto a un
acuerdo de cantidades mínimas, revisadas cada tres años. Al 31 de diciembre de 2007 la
Compañía ha efectuado pagos por 173 millones de dólares, quedando un saldo pendiente
a esa fecha de 3.327 millones de dólares.
En enero de 2007, la Compañía contrató una línea de crédito por 1.124 millones de
dólares con un grupo de bancos liderado por el BNP Paribas. Este préstamo tiene fecha
de vencimiento el 30 de enero de 2008 y el mismo fue extendido por un año adicional con
la aprobación de los prestamistas que representen más de 50% del compromiso original.
Este préstamo causará intereses a una tasa equivalente a LIBOR, más un incremento
calculado con base en el riesgo país de Venezuela, establecido por una agencia
calificadora. A la fecha de la emisión, este incremento era de 1,15%.
139
En el mes de diciembre de 2007, PDVSA pagó 501 millones de dólares, por el 99% de los
bonos, con vencimientos en los años 2009, 2020 y 2028, del antiguo Convenio de
Asociación Cerro Negro conformado por PDVSA, Exxon Mobil y British Petroleum, que
operaba en la Faja Petrolífera del Orinoco. Asimismo, PDVSA pagó 129 millones de
dólares a un sindicato de bancos liderado por el ABN Amro Bank, para un total pagado de
630 millones de dólares, con lo cual se finiquitó el endeudamiento del antiguo convenio
de asociación. Con el pago de las acreencias de Cerro Negro, se da inicio al proceso de
constitución de una nueva empresa mixta denominada Petromonagas, S.A., en la cual
PDVSA poseerá 83,33% de las acciones a través de la CVP, y British Petroleum (BP)
16,67%, a través de su filial Veba Oil & Gas Cerro Negro GMBH.
Durante el año 2007, PDVSA pagó en su totalidad el endeudamiento del antiguo
Convenio de Asociación Hamaca, conformado por PDVSA, ConocoPhillips y
ChevronTexaco, que operaba en la Faja Petrolífera del Orinoco. PDVSA pagó la deuda
en dos partes: la primera, a través de un prepago inicial de 400 millones de dólares, el 30
de noviembre de 2007; y la segunda, por medio de un pago final de 340 millones de
dólares, el cual se concretó el 14 de diciembre de 2007, para un pago total de 740
millones de dólares. De este monto correspondió a PDVSA el 70% y a ChevronTexaco el
30%, de acuerdo con la participación en acciones en la nueva empresa mixta. Los pagos
fueron efectuados por Corpoguanipa y por Texaco Orinoco Resources Company, filial de
Chevron Corporation.
El 15 de noviembre de 2005, CITGO se comprometió, con una facilidad de crédito
preferencial garantizada por 1.850 millones de dólares (Bs3.977.500 millones de dólares),
conformada por una facilidad de crédito rotativo de 5 años por 1.150 millones de dólares y
un préstamo de 700 millones de dólares con plazo de 7 años. La facilidad de crédito está
garantizada por los intereses de CITGO en sus refinerías de Lake Charles, en Louisiana,
y de Corpus Christi, en Texas; sus cuentas por cobrar comerciales y sus inventarios;
además, está sujeta a convenios típicos para este financiamiento garantizado. El 17 de
diciembre de 2007, CITGO modificó esta facilidad de crédito para incorporar el pago de la
garantía de un préstamo puente a seis meses por 1.000 millones de dólares. Este
préstamo a corto plazo se acordó con un sindicato de bancos liderado por el BNP Paribas
y el UBS, y vence el 17 de junio del 2008. Los fondos netos recibidos por CITGO se
utilizaron para hacer un préstamo a PDVSA. El costo de generación de este
financiamiento por 22 millones de dólares, será amortizado durante el plazo del préstamo.
CITGO tiene la opción de elegir entre: (i) la mayor de la tasa premium o la tasa de los
fondos federales más un margen de 0,5%; ó (ii) la tasa LIBOR ajustada más el margen
que aplica para el caso. Al 31 de diciembre del 2007, la tasa de interés del préstamo es
6,06% con base en la opción de la tasa LIBOR.
El 13 de marzo de 2006, PDVSA Finance Ltd. hizo pública la oferta de redención del total
de la deuda pendiente a esa fecha por 83 millones de dólares. Esta redención se efectuó
el 11 de abril de 2006 mediante el pago de una prima por, aproximadamente, 13 millones
de dólares, la cual se incluye en los estados consolidados de resultados en el rubro otros
egresos, neto.
A partir de octubre de 2007, la información financiera de Petrozuata se incluye en los
estados financieros consolidados de la Compañía, por lo cual se reconoce como parte de
la deuda consolidada, a partir de esa fecha, el préstamo y los bonos garantizados de esa
filial.
Petrozuata ha suscrito acuerdos (préstamos rotativos), sujeto a ciertas condiciones, con
algunos prestamistas por un monto adicional de financiamiento por 450 millones de
dólares. Petrozuata recibió y utilizó 450 millones de dólares producto de este acuerdo.
Los intereses son calculados a la tasa LIBOR, más un porcentaje entre el 1,12% y 1,25%,
y son pagados semestralmente en abril y octubre de cada año. El monto de la
140
amortización del principal es de 38,9 millones de dólares anuales pagaderos en dos
cuotas semestrales, comenzando en el año 2001.
En junio de 1997 Petrozuata Finance Inc., una filial de Petrozuata creada con el único
propósito de realizar la colocación de oferta de oferta privada de bonos, realizó una
emisión de bonos por 988 millones de dólares neto de descuento por 13 millones de
dólares, a través de la emisión de bonos Serie “A” (300 millones de dólares), Serie “B”
(625 millones de dólares) y Serie “C” (75 millones de dólares). Los bonos tienen
vencimiento en los años 2009, 2017 y 2022, y una tasa de interés de 7, 63%, 8,22% y
8,37%, respectivamente. Los intereses son pagados semestralmente, en abril y octubre
de cada año. Para los bonos Series “A” y “B”, el monto de la amortización del principal es
pagadero semestralmente, comenzando el 1° de abril de 2004 y 2008, respectivamente.
El monto de amortización del principal de los bonos Series “A” y “B” es determinado con
base en un porcentaje del monto original, el cual varía en función del período de pago,
mientras que el principal de los bonos Serie “C” es pagadero a su vencimiento el 1° de
octubre de 2022.
Cláusulas Contractuales
Varias facilidades de préstamo establecen cláusulas contractuales que restringen la
capacidad de la Compañía a incurrir en deuda adicional, pagar dividendos, hipotecar
propiedades y vender ciertos activos. La Compañía estaba en cumplimiento de estas
cláusulas al 31 de diciembre de 2007 y 2006, con la excepción para el año 2006 de lo
indicado en el párrafo siguiente relacionado con compromisos contractuales de la filial
PDVSA Petróleo, la cual posee una participación en el Proyecto Hamaca.
Una porción de la deuda a largo plazo de PDVSA Petróleo, correspondiente a la línea de
crédito de Corpoguanipa, se presentaba como circulante al 31 de diciembre de 2006,
debido al recibo de una notificación de probable incumplimiento, el 20 de enero de 2006,
por el retraso en la suscripción del Contrato de Garantía Adicional de Trabajo y
Reconocimiento de Servicios Eléctricos (Collateral Assignment and Acknowledgement of
Electrical Services Agreement). Esta situación quedó solventada durante el año 2007 con
el pago de la totalidad del endeudamiento del Proyecto Hamaca.
Al 31 de diciembre de 2007, PDVSA tiene disponible líneas de crédito garantizadas por
70 millones de dólares.
141
X.Anexo
Informe de los Contadores Públicos Independientes
Estados Financieros Consolidados al 31 de diciembre de 2007 y 2006
Balances Generales Consolidados
Estados Consolidados de Resultados
Estados Consolidados de Movimiento de las Cuentas de Patrimonio
Estados Consolidados de Movimiento del Efectivo
Notas a los Estados Financieros Consolidados
142
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A.
Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Con el Informe de los Contadores
Públicos Independientes
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Tabla de Contenido
Páginas
Informe de los Contadores Públicos Independientes
1-2
Balances Generales Consolidados
3
Estados Consolidados de Resultados
4
Estados Consolidados de Movimiento de las Cuentas de Patrimonio
Estados Consolidados de Movimiento del Efectivo
5-6
7
Notas a los Estados Financieros Consolidados:
(1)
Entidad de Reporte
(2)
Bases de Preparación
(a)
(b)
(c)
(d)
(e)
(f)
(3)
Declaración de Cumplimiento
Bases de Medición
Moneda Funcional y de Presentación
Uso de Estimados y Juicios
Presentación de los Balances Generales Consolidados
Estados Financieros Consolidados – Filiales Auditadas por Otros Contadores Públicos
Independientes, Distintos a Nuestros Contadores Públicos Independientes Corporativos
8
9
9
9-10
10-11
11
12
Políticas de Contabilidad Significativas
(a)
(b)
(c)
(d)
(e)
(f)
(g)
(h)
(i)
(j)
(k)
(l)
(m)
(n)
(o)
(p)
(q)
(r)
(s)
Bases de Consolidación
Monedas Distintas al Dólar
Instrumentos Financieros
Propiedades, Plantas y Equipos
Costos Asociados a Obligaciones por Retiro de Activos
Activos Arrendados
Inventarios
Cuentas por Cobrar Comerciales
Equivalentes de Efectivo
Deterioro del Valor de los Activos
Activos Mantenidos para la Venta y Operaciones Descontinuadas
Beneficios a los Empleados y Otros Beneficios Post-retiro
Provisiones
Reconocimiento de Ingresos
Ingresos y Gastos Financieros
Impuesto sobre la Renta
Información por Zona Geográfica y Segmentos de Operación
Convenios Operativos
Investigación y Desarrollo
13-14
15
15-16
16-17
17
18
18
18
18
18-19
19-20
20-21
21-22
22
22
22-23
23
23-24
24
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Tabla de Contenido, continuación
Páginas
Aportes para el Desarrollo Social
Pronunciamientos Contables Recientemente Emitidos
Pronunciamientos Contables Adoptados Recientemente
24
24-25
25-26
(4)
Convenio Cambiario con el Banco Central de Venezuela (BCV)
26-27
(5)
Transacciones y Saldos en Monedas Distintas al Dólar
(6)
Determinación de los Valores Razonables
(7)
Administración de Riesgos Financieros
(t)
(u)
(v)
(a)
(b)
(c)
(8)
27-28
29
29
29-30
Información por Zonas Geográficas y Segmentos de Operaciones
(a)
(b)
(9)
Riesgo de crédito
Riesgo de liquidez
Riesgo de mercado
27
Segmentos de Negocios
Segmentos Geográficos
30
30-35
Asociaciones con Terceros
(a)
(b)
(c)
(d)
Asociaciones para el Desarrollo de Reservas de Petróleo Crudo Extrapesado en la Faja
Petrolífera del Orinoco
Migración de Convenios Operativos a Empresas Mixtas
Proyecto de Desarrollo de Gas Costa Afuera - Plataforma Deltana
Convenios Energéticos con Países de Latinoamérica y del Caribe
(10) Activos Mantenidos para la Venta y Operaciones Descontinuadas
(11) Otros (Ingresos) Egresos, Neto
35-41
41-44
44
45
45-49
49
(12) Impuestos y Regalías
(a)
(b)
(c)
(d)
(e)
(f)
(g)
(h)
Impuesto sobre la Renta
Regalías
Impuesto de Extracción
Impuesto Superficial
Impuesto de Registro de Exportación
Impuesto al Valor Agregado (IVA)
Impuesto de Consumo General
Impuesto al Débito Bancario
50-54
55
56
56
56
56-57
57
57
(13) Propiedades, Plantas y Equipos
58-65
(14) Inversiones en Afiliadas
66-68
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Tabla de Contenido, continuación
Páginas
(15) Cuentas por Cobrar a Largo Plazo y Otros Activos
69-70
(16) Efectivo Restringido
71-75
(17) Inventarios
76
(18) Documentos y Cuentas por Cobrar
76
(19) Gastos Pagados por Anticipado y Otros Activos
77
(20) Patrimonio
77-79
(21) Deuda a Largo Plazo
80-85
(22) Beneficios a los Empleados y Otros Beneficios Post-retiro
(a)
(b)
Planes de Ahorro con Aportes Definidos
Planes de Pensiones y Otros Beneficios de Jubilación
(23) Acumulaciones y Otros Pasivos
(24) Cuentas por Pagar a Proveedores
(25) Instrumentos Financieros
85
86-95
96-98
98
99-104
(26) Arrendamientos Financieros y Operativos
104-105
(27) Compromisos y Contingencias
105-108
(28) Operaciones con Empresas y Entidades Relacionadas
109-114
(29) Información sobre Operaciones de Producción, Refinación y Exportaciones
115-116
(30) Información Financiera de los Sectores Nacional e Internacional
117-120
(31) Contribuciones Legales
(a)
(b)
Ley Orgánica de Ciencia, Tecnología e Innovación
Ley Orgánica contra el Tráfico Ilícito y el Consumo de Sustancias Estupefacientes y
Psicotrópicas
121
121
(32) Nuevas Leyes
(a)
(b)
(c)
(d)
Ley de Impuesto a las Transacciones Financieras
Ley Orgánica de Reorganización del Sector Eléctrico
Ley Habilitante
Ley de Reconversión Monetaria
121
122
122
122
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Tabla de Contenido, continuación
Páginas
(33) Eventos Subsecuentes
(a)
(b)
(c)
(d)
(e)
(f)
Empresas Mixtas
Renovación Línea de Crédito BNP Paribas
Nuevas Filiales de PDVSA
Acuerdo de Finiquito con ENI por el Campo Dación
Arbitraje ante la Cámara de Comercio Internacional (CCI)
Pronunciamientos Contables Recientemente Emitidos
123
123
123
124
124
124
(34) Información Suplementaria sobre Actividades de Exploración y Producción de Petróleo
y Gas (no auditada)
(a)
(b)
(c)
Petróleo Crudo Convencional y Extrapesado (en millones de barriles)
Petróleo Crudo Extrapesado (en millones de barriles)
Reservas de Gas Natural (en millardos de pies cúbicos)
126
126-128
129-137
Informe de los Contadores Públicos Independientes
Al Accionista y a la Junta Directiva de
Petróleos de Venezuela, S.A.:
Informe sobre los Estados Financieros Consolidados
Hemos efectuado las auditorías de los estados financieros consolidados que se acompañan de Petróleos de
Venezuela, S.A. y sus filiales (PDVSA) (propiedad de la República Bolivariana de Venezuela), expresados en
dólares estadounidenses y en bolívares, los cuales comprenden los balances generales consolidados al 31 de
diciembre de 2007 y 2006, y los estados consolidados conexos de resultados, de movimiento de las cuentas de
patrimonio y de movimiento del efectivo por los años entonces terminados, y un resumen de las políticas de
contabilidad significativas y otras notas explicativas. Los estados financieros de algunas filiales fueron auditados
por otros contadores públicos independientes y no por nosotros, esas filiales representan 9% y 5% de los activos
totales al 31 de diciembre de 2007 y 2006, respectivamente, y 39% y 17% de la ganancia neta para el año
terminado el 31 de diciembre de 2007 y el período de nueve meses terminado el 31 de diciembre de 2006,
respectivamente, en relación a los correspondientes totales consolidados (véase la nota 2-f a los estados
financieros consolidados que se acompañan). Los estados financieros de esas filiales, junto con los respectivos
informes de los otros contadores públicos independientes, correspondientes al 31 de diciembre de 2007 y 2006,
nos fueron suministrados y, nuestra opinión en relación con los montos incluidos en los estados financieros de
esas filiales a esas fechas y para esos períodos, se basa exclusivamente en los informes de los otros contadores
públicos independientes.
Responsabilidad de la Gerencia por los Estados Financieros Consolidados
La gerencia es responsable por la preparación y presentación razonable de estos estados financieros consolidados
de conformidad con Normas Internacionales de Información Financiera. Esta responsabilidad incluye: diseñar,
implantar y mantener el control interno relacionado con la preparación y presentación razonable de los estados
financieros, para que los mismos no contengan errores significativos debido a fraude o error. Asimismo,
seleccionar y aplicar las políticas de contabilidad apropiadas y efectuar las estimaciones contables que sean
razonables de acuerdo con las circunstancias.
Responsabilidad de los Contadores Públicos Independientes
Nuestra responsabilidad es expresar una opinión sobre estos estados financieros consolidados con base en
nuestras auditorías. Efectuamos nuestras auditorías de conformidad con Normas Internacionales de Auditoría.
Esas normas requieren que cumplamos con los requisitos éticos pertinentes y que planifiquemos y realicemos la
auditoría para obtener una seguridad razonable de que los estados financieros no contengan errores significativos.
(Continúa)
Una auditoría implica realizar procedimientos para obtener evidencia de auditoría sobre los montos y
revelaciones en los estados financieros. Los procedimientos seleccionados dependen del juicio del auditor,
incluyendo la evaluación de los riesgos de errores significativos en los estados financieros debido a fraude o
error. Al hacer esas evaluaciones de riesgos, el auditor considera el control interno relacionado con la
preparación y presentación razonable de los estados financieros, para diseñar procedimientos de auditoría que
sean apropiados en las circunstancias, pero no para el propósito de expresar una opinión sobre la efectividad del
control interno de la entidad. Una auditoría también incluye evaluar lo apropiado de las políticas de contabilidad
utilizadas y la razonabilidad de las estimaciones hechas por la gerencia; así como también, evaluar la completa
presentación de los estados financieros.
Consideramos que la evidencia de auditoría que hemos obtenido es suficiente y apropiada para proporcionar una
base para nuestra opinión de auditoría.
Opinión
En nuestra opinión, con base en nuestras auditorías y en los informes de los otros contadores públicos
independientes, los estados financieros consolidados que se acompañan presentan razonablemente, en todos sus
aspectos substanciales, la situación financiera de Petróleos de Venezuela, S.A. y sus filiales (PDVSA) al 31 de
diciembre de 2007 y 2006, su desempeño financiero y sus movimientos del efectivo por los años entonces
terminados, de conformidad con Normas Internacionales de Información Financiera.
Párrafos de Énfasis
Sin calificar nuestra opinión, llamamos la atención sobre los siguientes asuntos:
Como se explica más ampliamente en la nota 28 a los estados financieros consolidados que se acompañan,
PDVSA en su condición de empresa estatal propiedad de la República Bolivariana de Venezuela y, según
su objeto social y particulares responsabilidades, realiza importantes operaciones con su Accionista,
instituciones gubernamentales y otras. Estas operaciones se corresponden principalmente con sus
obligaciones fiscales en cuanto al pago de regalías e impuestos, programas sociales, y adquisiciones y
transferencias de activos, entre otras.
Como se explica más ampliamente en la nota 2-e a los estados financieros consolidados que se acompañan,
durante el año 2007 la Compañía optó por modificar el orden de presentación de su balance general
consolidado, en atención a enfoques sugeridos por la normativa profesional disponible y la tendencia para
la presentación de estados financieros en empresas del sector de energía.
ALCARAZ CABRERA VÁZQUEZ
Dimas Castro Bustillos
Contador Público
C.P.C. Nº. 5326
20 de marzo de 2008
Caracas, Venezuela
2
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Balances Generales Consolidados
Nota
31 de diciembre de
2007
2006
2007
2006
(Millones de dólares)
(Millones de bolívares)
Activo
Propiedades, plantas y equipos, neto
Inversiones en afiliadas
Impuesto sobre la renta diferido
Cuentas por cobrar a largo plazo y otros activos
Créditos fiscales po
Efectivo restringido, neto de porción corriente
13
14
12-a
15
12-f
16
52.436
2.088
5.343
4.483
2.230
1.743
42.503
2.503
3.443
3.659
3.460
1.928
112.721.914
4.498.559
11.488.717
9.640.634
4.794.389
3.749.104
91.609.016
5.377.794
7.404.947
7.865.886
7.439.000
4.145.114
68.323
57.496
146.893.317
123.841.757
8.470
3.346
11.687
7.721
1.555
3.325
3.245
7.003
776
9.546
2.985
441
2.282
-
18.208.776
7.193.900
25.127.658
16.600.122
3.341.005
7.152.785
6.974.914
15.050.073
1.669.024
20.523.357
6.421.618
948.649
4.906.776
-
39.349
23.033
84.599.160
49.519.497
107.672
80.529
231.492.477
173.361.254
20
56.062
53.103
120.529.853
114.399.907
21
13.129
2.262
28.228.313
4.862.119
22
12-a
23
2.508
2.402
3.095
1.731
2.089
2.189
5.391.696
5.162.509
6.653.324
3.721.366
4.491.599
4.706.212
21.134
8.271
45.435.842
17.781.296
2.877
490
5.650
3.048
17.646
765
652
374
6.379
2.487
9.263
-
6.185.006
1.053.618
12.145.943
6.553.687
37.944.151
1.644.377
1.402.690
805.725
13.715.066
5.348.014
19.908.556
-
30.476
19.155
65.526.782
41.180.051
51.610
27.426
110.962.624
58.961.347
107.672
80.529
231.492.477
173.361.254
Total activo no corriente
Inventarios
Créditos fiscales por recuperar
Documentos y cuentas por cobrar
Gastos pagados por anticipado y otros activos
Efectivo restringido
Efectivo y equivalentes de efectivo
Activos mantenidos para la venta
17
12-f
18
19
16
10
Total activo corriente
Total activo
Patrimonio
Patrimonio, véanse los estados consolidados de movimiento
de las cuentas de patrimonio
Pasivo
Deuda a largo plazo, neto de porción corriente
Beneficios a los empleados y otros beneficios post-retiro, neto
de porción corriente
Impuesto sobre la renta diferido
Acumulaciones y otros pasivos, neto de porción corriente
Total pasivo no corriente
Porción corriente de la deuda a largo plazo
Beneficios a los empleados y otros beneficios post-retiro
Cuentas por pagar a proveedores
Impuesto sobre la renta por pagar
Acumulaciones y otros pasivos
Pasivos mantenidos para la venta
21
22
24
12-a
23
10
Total pasivo corriente
Total pasivo
Total patrimonio y pasivo
Las notas 1 a 34 que se acompañan forman parte integral de los estados financieros consolidados.
3
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Estados Consolidados de Resultados
Nota
Operaciones continuas:
Ventas de petróleo crudo y sus productos:
Exportaciones en el exterior
En Venezuela
Otras ventas
Años terminados el 31 de diciembre de
2007
2006
2007
2006
(Millones de bolívares)
(Millones de dólares)
28
Costos y gastos:
Compras de petróleo crudo y sus productos
Gastos de operación
Gastos de exploración
Depreciación y amortización
Gastos de venta, administración y generales
Regalías, impuesto de extracción y otros impuestos
Gastos de financiamiento
Otros (ingresos) egresos, neto
93.820
2.357
65
96.764
2.233
255
201.713.838
5.067.131
139.816
208.042.230
4.799.917
548.809
96.242
99.252
206.920.785
213.390.956
28.137
14.958
154
4.018
2.702
21.981
584
(210)
38.778
14.779
100
3.640
2.184
18.435
267
374
72.324
78.557
155.492.261
168.874.528
733
641
1.120
1.432
1.577.603
1.378.150
2.411.135
3.078.800
25.292
23.247
54.384.277
50.006.363
14.102
13.784
30.319.526
29.636.430
11.190
9.463
24.064.751
20.369.933
5.017
4.031
10.784.696
8.667.206
6.173
5.432
13.280.055
11.702.727
9, 28
13
12
11
Participación patrimonial en resultados netos de afiliadas
Ganancia en venta de inversión en afiliadas
14, 28
14
Ganancia antes de aportes para el desarrollo social
e impuesto sobre la renta
Aportes para el desarrollo social
28
Ganancia antes de impuesto sobre la renta
Impuesto sobre la renta
12-a
Ganancia neta de operaciones continuas
Operaciones descontinuadas:
Ganancia de operaciones descontinuadas, neta de impuesto
10
Ganancia neta
Ganancia neta:
Atribuible al Accionista de la Compañía
Intereses minoritarios
83.363.093
31.770.311
215.807
7.827.066
4.695.402
39.634.736
574.949
793.164
100
20
215.894
42.850
6.273
5.452
13.495.949
11.745.577
5.371
902
4.994
458
11.710.017
1.785.932
10.758.880
986.697
6.273
5.452
13.495.949
11.745.577
Las notas 1 a 34 que se acompañan forman parte integral de los estados financieros consolidados.
4
60.490.984
32.156.583
331.155
8.622.846
5.810.851
47.254.533
1.255.761
(430.452)
-
28
9-b y 20
9-b y 20
20
-
-
9-b y 20
20
39.094
-
20
9-b y 20
9-b y 20
20
20
39.094
-
39.094
Capital
social
6.952
-
-
(1.908)
-
8.860
-
262
(227)
-
8.825
Las notas 1 a 34 que se acompañan forman parte integral de los estados financieros consolidados.
Saldos al 31 de diciembre de 2007
Ganancia neta
Transferencia de reservas
Aporte adicional del Accionista
Aporte adicional de los inversionistas minoritarios
Disminución del aporte adicional del Accionista
Dividendos pagados
Interés de los inversionistas minoritarios de las
empresas mixtas en el aporte adicional del
Accionista
Participación de los inversionistas minoritarios
de las empresas mixtas en dividendos
decretados por estas empresas
Saldos al 31 de diciembre de 2006
Ganancia neta
Transferencia a reservas
Distribución patrimonial del Accionista
Aporte adicional del Accionista
Interés de los inversionistas minoritarios de las
empresas mixtas en el aporte adicional del
Accionista
Dividendos pagados
Saldos al 31 de diciembre de 2005
Nota
5
4.150
-
-
5.371
1.908
(2.658)
(471)
(1.716)
4.994
(262)
(2.582)
-
(905)
11.102
-
-
5.371
(2.658)
8.389
(1.716)
4.994
(2.809)
-
7.920
3.010
-
(93)
93
(223)
-
3.233
(1.918)
-
5.151
-
Patrimonio Atribuible al Accionista de la Compañía
Utilidades retenidas
Reservas
(Pérdidas)
Aporte
legales y
ganancias
adicional del
otras
acumuladas
Total
Accionista
(En millones de dólares estadounidenses)
Años terminados el 31 de diciembre de 2007 y 2006
Estados Consolidados de Movimiento de las Cuentas de Patrimonio
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
53.206
-
(93)
5.371
93
(223)
(2.658)
50.716
(1.918)
(1.716)
4.994
(2.809)
5.151
47.014
Total
patrimonio
atribuible
al Accionista
2.856
(379)
93
902
3
(150)
-
2.387
1.918
-
458
(70)
-
81
Intereses
minoritarios
56.062
(379)
-
6.273
93
3
(373)
(2.658)
53.103
(1.716)
5.452
(2.879)
5.151
47.095
Total
patrimonio
9-b y 20
20
2-c
-
-
20
9-b y 20
9-b y 20
20
20
9-b y 20
20
2-c
84.052.100
-
84.052.100
-
28
9-b y 20
84.052.100
82.772.000
-
20
1.280.100
Capital
social
14.943.165
-
-
(4.105.835)
-
19.049.000
-
563.300
(488.050)
-
18.973.750
13.815.441
5.158.309
Las notas 1 a 34 que se acompañan forman parte integral de los estados financieros consolidados.
Saldos al 31 de diciembre de 2007
Ganancia neta
Transferencia de reservas
Aporte adicional del Accionista
Aporte adicional de los inversionistas minoritarios
Disminución del aporte adicional del Accionista
Dividendos pagados
Interés de los inversionistas minoritarios de las
empresas mixtas en el aporte adicional del
Accionista
Participación de los inversionistas minoritarios
de las empresas mixtas en dividendos
decretados por estas empresas
Ajuste por traducción
Saldos al 31 de diciembre de 2006
Ganancia neta
Transferencia a reservas
Distribución patrimonial del Accionista
Aporte adicional del Accionista
Interés de los inversionistas minoritarios de las
empresas mixtas en el aporte adicional del
Accionista
Dividendos pagados
Ajuste por traducción
Saldos ajustados al 31 de diciembre de 2005
Transferencia del ajuste acumulado por traducción
en las correspondientes cuentas del patrimonio
Saldos iniciales al 31 de diciembre de 2005
Nota
Reservas
legales y
otras
6
9.110.232
-
-
11.710.017
4.105.835
(5.714.750)
(990.870)
(3.689.400)
-
10.758.880
(563.300)
(5.551.300)
-
(1.945.750)
(43.588.333)
41.642.583
(38.324)
(243.004)
-
-
204.680
204.680
-
-
(53.125.792)
53.125.792
24.015.073
(243.004)
-
11.710.017
(5.714.750)
18.262.810
(3.689.400)
204.680
10.758.880
(6.039.350)
-
17.028.000
(82.898.684)
99.926.684
Patrimonio Atribuible al Accionista de la Compañía
Utilidades retenidas
(Pérdidas)
Ajuste
ganancias
acumulado
acumuladas
por traducción
Total
(En millones de bolívares)
Años terminados el 31 de diciembre de 2007 y 2006
Estados Consolidados de Movimiento de las Cuentas de Patrimonio
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
6.471.420
-
(200.789)
200.789
(479.530)
-
6.950.950
(4.123.700)
-
11.074.650
-
-
-
Aporte
adicional del
Accionista
Total
114.538.593
(243.004)
(200.789)
11.710.017
200.789
(479.530)
(5.714.750)
109.265.860
(4.123.700)
(3.689.400)
204.680
10.758.880
(6.039.350)
11.074.650
101.080.100
(126.684)
101.206.784
patrimonio
atribuible
al Accionista
5.991.260
(813.663)
-
200.789
1.785.932
5.879
(321.724)
-
5.134.047
4.123.700
-
986.697
(150.500)
-
174.150
126.684
47.466
Intereses
minoritarios
120.529.853
(813.663)
(243.004)
-
13.495.949
200.789
5.879
(801.254)
(5.714.750)
114.399.907
(3.689.400)
204.680
11.745.577
(6.189.850)
11.074.650
101.254.250
-
101.254.250
Total
patrimonio
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Estados Consolidados de Movimiento del Efectivo
Años terminados el 31 de diciembre de
2007
2006
2007
2006
(Millones de dólares)
(Millones de bolívares)
Movimiento del efectivo proveniente de las actividades operacionales:
Ganancia neta
Ajustes para conciliar la ganancia neta con el efectivo neto provisto por
las actividades operacionales Depreciación y amortización
Deterioro (reverso) del valor de los activos
Costo de obligaciones por retiro de activos
Impuesto sobre la renta diferido
Pérdida por transacciones en moneda extranjera
Provisión para beneficios a los empleados y otros beneficios post-retiro
Participación patrimonial en resultados netos de afiliadas
Ganancia en venta de inversión en afiliadas
Exceso de activos netos adquiridos sobre el costo de la inversión
Cambio en el valor razonable de las cuentas por cobrar a largo plazo
Aumento (disminución) de la estimación para cuentas de cobro dudoso
Cambios en activos operacionales Documentos y cuentas por cobrar
Inventarios
Gastos pagados por anticipado y otros activos
Créditos fiscales por recuperar
Cambios en pasivos operacionales Cuentas por pagar a proveedores
Impuesto sobre la renta por pagar, acumulaciones y otros pasivos
Pagos de beneficios a los empleados y otros beneficios post-retiro
Total ajustes
Efectivo neto provisto por las actividades operacionales
Movimiento del efectivo proveniente de las actividades de inversión:
Adquisiciones de propiedades, plantas y equipos, neto
(Aumento) disminución del efectivo restringido, neto de aportes a los fideicomisos
por US$229 millones en el 2006
Venta de inversión en afiliadas
Incorporación de nuevas afiliadas
Dividendos recibidos de afiliadas
Adquisición de grupo de activos mantenidos para la venta, neto
Otras variaciones en inversiones
Efectivo neto usado en las actividades de inversión
Movimiento del efectivo proveniente de las actividades de financiamiento:
Aumento de la deuda a largo plazo
Pagos de la deuda a largo plazo
Dividendos pagados al Accionista
Dividendos pagados al inversionista minoritario
Efectivo neto provisto por (usado en) las actividades de financiamiento
6.273
5.452
13.495.949
11.745.577
4.018
10
53
(1.587)
115
2.784
(733)
(641)
(666)
446
15
3.640
(93)
195
(724)
486
969
(1.120)
(1.432)
822
(12)
8.622.846
21.500
113.472
(3.412.050)
244.749
5.985.955
(1.577.603)
(1.378.150)
(1.406.572)
961.050
32.266
7.827.066
(198.983)
419.250
(1.555.644)
1.249.580
1.040.934
(2.411.135)
(3.078.800)
1.767.700
(25.800)
(2.137)
(1.636)
(6.006)
(1.340)
(3.956)
(1.562)
(2.212)
(313)
(4.596.447)
(3.521.920)
(12.914.302)
(2.880.265)
(4.266.306)
(3.353.703)
(8.134.636)
(673.184)
(709)
7.921
(2.006)
1.659
2.856
(611)
(1.569.123)
17.018.402
(4.312.480)
3.567.081
5.270.986
(1.313.650)
(2.099)
(1.408)
(4.568.672)
(3.869.244)
4.174
4.044
8.927.277
7.876.333
(12.852)
(7.193)
(27.572.793)
(14.650.581)
(929)
756
635
(1.195)
398
2.534
1.774
(202)
1.236
103
(1.996.346)
1.625.400
1.365.932
(2.574.505)
852.759
5.447.430
3.814.100
(434.300)
2.657.400
228.521
(13.187)
(1.748)
(28.299.553)
(2.937.430)
14.959
(1.866)
(2.658)
(379)
(497)
(1.317)
-
32.161.734
(4.015.036)
(5.714.750)
(813.663)
(1.070.729)
(2.832.000)
-
10.056
(1.814)
21.618.285
(3.902.729)
1.043
482
2.246.009
1.036.174
Efectivo y equivalentes de efectivo al comienzo del año
2.282
1.800
4.906.776
3.870.602
Efectivo y equivalentes de efectivo al final del año
3.325
2.282
7.152.785
4.906.776
376
27.124
13.897
68
25.896
11.993
808.400
58.316.600
29.878.550
146.200
55.676.400
25.784.950
Aumento neto en el efectivo y equivalentes de efectivo
Información complementaria:
Desembolsos importantes de efectivo en el año Intereses, neto del monto registrado como activos
Impuesto sobre la renta, regalías y otros impuestos
Aportes para el desarrollo social
Transacciones importantes que no requirieron de efectivo Compensación de cuentas
Dividendos pagados mediante cesión de pagarés
Distribución patrimonial del Accionista - Pequiven, neto del interés minoritario
Aporte adicional del Accionista, neto del interés minoritario
Las notas 1 a 34 que se acompañan forman parte integral de los estados financieros consolidados.
7
(223)
1.317
399
(2.809)
3.233
(479.530)
2.832.000
857.850
(6.189.850)
6.950.950
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
(1)
Entidad de Reporte
Petróleos de Venezuela, S.A. es una compañía constituida y domiciliada en la República Bolivariana de
Venezuela y sus oficinas principales están ubicadas en el Edificio Petróleos de Venezuela, Torre Este,
Avenida Libertador, La Campiña, Apartado Nº 169, Caracas 1010-A.
Petróleos de Venezuela, S.A. y sus filiales (PDVSA o la Compañía) es propiedad de la República
Bolivariana de Venezuela y su control, como Accionista, es ejercido a través del Ministerio del Poder
Popular para la Energía y Petróleo (en adelante identificado como MENPET). PDVSA es responsable, en
Venezuela, del desarrollo de la industria de los hidrocarburos; así como también, de planificar, coordinar,
supervisar y controlar las actividades de sus empresas, tanto en Venezuela como en el exterior (véanse las
notas 3-a, 9, 14 y 28). La mayoría de las filiales en el exterior están involucradas en las actividades de
refinación y comercialización en los Estados Unidos de América, Europa y el Caribe. Los estados
financieros consolidados de PDVSA, al y por los años terminados el 31 de diciembre de 2007 y 2006,
comprenden la Compañía, sus afiliadas y las entidades controladas conjuntamente.
Con base en la nueva responsabilidad social de PDVSA, establecida en los Artículos Nº 302 y Nº 311 de la
Constitución de la República Bolivariana de Venezuela y en el Artículo Nº 5 de la Ley Orgánica de
Hidrocarburos, referidos a la participación de PDVSA en el desarrollo social e integral del país, y con la
finalidad de apoyar las obras o servicios destinados al desarrollo de infraestructura y vialidad, actividades
agrícolas, de salud y educación, y a cualquier otra inversión productiva en Venezuela, PDVSA participa en
diferentes programas establecidos por el Ejecutivo Nacional (véanse las notas 3-a, 15, 16 y 28).
Las principales actividades de PDVSA están reguladas por la Ley Orgánica de Hidrocarburos; las
operaciones relacionadas con gas se regulan por la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos de septiembre
de 1999 y su Reglamento de junio de 2000.
En la Gaceta Oficial Nº 38.443, publicada el 24 de mayo de 2006, se decretó la Ley de Reforma Parcial de
la Ley Orgánica de Hidrocarburos, que estaba vigente desde el año 2002. Entre los aspectos más
relevantes de esta reforma, que afectan a PDVSA, se encuentra la creación de los siguientes impuestos:
ƒ
Impuesto de Extracción: establece una tasa de un tercio del valor de todos los hidrocarburos líquidos
extraídos de cualquier yacimiento, calculado sobre la misma base establecida en la Ley para el
cálculo de la regalía. Al calcular este impuesto, el contribuyente podrá deducir lo que se hubiese
pagado por regalía, inclusive la regalía adicional que esté pagando como ventaja especial.
ƒ
Impuesto de Registro de Exportación: establece una tasa de uno por mil sobre el valor de todos los
hidrocarburos exportados desde cualquier puerto del territorio nacional, calculado sobre el precio de
venta de dichos hidrocarburos.
8
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
(2)
Bases de Preparación
(a)
Declaración de Cumplimiento
Los estados financieros consolidados están preparados de acuerdo con Normas Internacionales de
Información Financiera (NIIF), adoptadas por la Junta de Normas Internacionales de Contabilidad
(International Accounting Standards Board - IASB) y sus interpretaciones emitidas por el Comité de
Interpretaciones de las Normas Internacionales de Información Financiera - CINIIF (International
Financial Reporting Interpretations Committee - IFRIC) de la IASB.
El 19 de marzo de 2008, la Junta Directiva aprobó someter a consideración de la Asamblea de
Accionista los estados financieros consolidados del año terminado el 31 de diciembre de 2007, los
cuales serán presentados próximamente a dicha Asamblea de Accionista, estimándose que sean
aprobados sin ninguna modificación. Los estados financieros consolidados del año terminado el 31
de diciembre de 2006, fueron aprobados por la Asamblea de Accionista el 7 de septiembre de 2007.
(b)
Bases de Medición
Los estados financieros consolidados han sido preparados sobre las bases del costo histórico, excepto
por ciertos activos y pasivos que han sido ajustados para presentarse a su valor razonable. Los
activos medidos y presentados a su valor razonable son principalmente los siguientes: instrumentos
financieros derivados, créditos fiscales por recuperar y cuentas por cobrar a largo plazo a entes
ejecutores de proyectos sociales y convenios energéticos.
Los métodos usados para medir los valores razonables son discutidos más ampliamente en la nota 6.
(c)
Moneda Funcional y de Presentación
Los estados financieros consolidados están presentados en dólares estadounidenses (dólar o $) y en
bolívares (Bs). La moneda funcional de la Compañía es el dólar, debido a que el principal ambiente
económico de las operaciones de PDVSA es el mercado internacional para el petróleo crudo y sus
productos. Adicionalmente, una porción significativa de los ingresos y el endeudamiento a largo
plazo; así como también, la mayor parte de los costos, gastos e inversiones están denominados en
dólares.
Los estados financieros consolidados en bolívares se presentan para propósitos estatutarios. La
conversión de los estados financieros de la Compañía y sus filiales a bolívares, moneda de
presentación distinta a la funcional, se efectuó de conformidad con la Norma Internacional de
Contabilidad Nº 21 Efectos de las Variaciones en las Tasas de Cambio de la Moneda Extranjera.
Esta norma requiere que cada entidad determine su moneda funcional basada en el análisis del
entorno económico principal en el cual opera, siendo este en el que mayormente se genera y utiliza el
efectivo. Con la excepción de la filial Deltaven, S.A. y otras filiales menores que se dedican a
actividades complementarias en el país, PDVSA y sus principales filiales mantienen como moneda
funcional el dólar.
9
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Una vez determinada la moneda funcional de cada entidad, los estados financieros de las filiales se
traducen a bolívares con base en los siguientes criterios:
ƒ
En la preparación de los estados financieros de las filiales cuya moneda funcional es el bolívar,
se consideró lo establecido en la Norma Internacional de Contabilidad Nº 29 Información
Financiera en Economías Hiperinflacionarias (NIC 29). De acuerdo con esta norma, una
economía es considerada hiperinflacionaria si posee una serie de características, destacando
una tasa acumulada de inflación cercana o superior a 100% en los últimos tres años. Para fines
de la NIC 29, Venezuela fue considerada como una economía hiperinflacionaria hasta el 31 de
diciembre de 2003; por lo tanto, los activos y pasivos no monetarios (principalmente
inventarios, inversiones y propiedades, plantas y equipos) y las cuentas de patrimonio,
incluyen los efectos de la inflación hasta esa fecha. A partir del año 2004, Venezuela no es
considerada hiperinflacionaria y todas las nuevas transacciones se reconocen a sus valores
nominales originales; manteniéndose los valores de adquisición u origen de los activos y
pasivos no monetarios expresados en moneda constante al 31 de diciembre de 2003.
ƒ
Los estados financieros de las filiales cuya moneda funcional es el dólar u otra moneda distinta
al bolívar, han sido convertidos a bolívares como sigue: activos y pasivos a las tasas de cambio
vigentes a la fecha del balance general, y los ingresos y gastos a las tasas de cambio promedio
vigente durante cada año. Todas las diferencias en cambio que se generen como resultado de
lo anterior, se reconocen como un componente separado en el patrimonio en la cuenta
denominada “ajuste acumulado por traducción”.
Toda la información financiera presentada en dólares y bolívares ha sido aproximada a millones.
(d)
Uso de Estimados y Juicios
Para la preparación de los estados financieros consolidados de conformidad con NIIF, se requiere
que la gerencia realice estimaciones, juicios y suposiciones que afectan la aplicación de las políticas
contables y los montos presentados de activos, pasivos, ingresos y gastos. La Compañía aplica sus
mejores estimaciones y juicios; sin embargo, los resultados finales podrían diferir de esos estimados.
Los estimados y suposiciones relacionadas se basan en la experiencia y algunos otros factores que se
consideran razonables en las circunstancias actuales, cuyo resultado es la base para formar los juicios
sobre el valor en libros de los activos y pasivos que no son fácilmente determinables por otras
fuentes. Los estimados y suposiciones son revisados periódicamente, y las revisiones de estos
estimados contables son reconocidas en el mismo período y en los períodos futuros afectados.
10
(Continúa)
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Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Las áreas significativas de incertidumbre de estimación y juicios críticos, en la aplicación de
políticas contables, que tienen un efecto significativo sobre los montos reconocidos en los estados
financieros, son las siguientes:
(e)
ƒ
Nota 12 - Impuesto sobre la renta diferido y uso de pérdidas fiscales
ƒ
Nota 13 - Depreciación y amortización
ƒ
Nota 22 - Medición de obligaciones de beneficios de jubilación definidos por contrato y otros
beneficios post-retiro diferentes a jubilación.
ƒ
Nota 23 - Acumulación para obligaciones por retiro de activos (incluidas en acumulaciones y
otros pasivos).
ƒ
Nota 25 - Valuación de instrumentos financieros.
ƒ
Nota 26 - Arrendamientos financieros y operativos.
ƒ
Nota 27 - Provisión para litigios y otros reclamos y acumulación para asuntos ambientales.
Presentación de los Balances Generales Consolidados
En la preparación y presentación de sus estados financieros consolidados, hasta el 31 de diciembre
de 2006, la Compañía ha utilizado un formato clasificado para el balance general, en el cual se
iniciaba la presentación de los activos y pasivos tomando en consideración los rubros corrientes y no
corrientes en la expectativa de su realización, en el caso de los activos, y el grado de inmediatez en la
expectativa de pago, en el caso de los pasivos. Durante el año terminado el 31 de diciembre de 2007,
la Compañía, con base en las evaluaciones pertinentes y por considerar que reflejará más
apropiadamente la naturaleza de sus operaciones y las tendencias de la industria, optó por presentar
su balance general utilizando un criterio distinto al anterior, es decir, presentar sus activos y pasivos
iniciando con los no corrientes y posteriormente los corrientes. Tal como lo requieren las Normas
Internacionales de Contabilidad, el nuevo formato se aplicó a los estados financieros consolidados
del año 2006, los cuales se presentan con propósitos comparativos.
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(Continúa)
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Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
(f)
Estados Financieros Consolidados – Filiales Auditadas por Otros Contadores Públicos
Independientes, Distintos a Nuestros Contadores Públicos Independientes Corporativos
Los estados financieros consolidados de PDVSA al 31 de diciembre de 2007 y 2006, y por los años
terminados en esas mismas fechas, han sido auditados por firmas de contadores públicos
independientes. A continuación presentamos un detalle de las filiales auditadas por otros contadores
públicos independientes, distintos a nuestros contadores públicos independientes corporativos
Alcaraz Cabrera Vázquez (firma venezolana miembro de KPMG International), indicando su
respectiva proporción de ganancias netas y activos totales con respecto a los correspondientes totales
consolidados:
Entidades
Proporción (%) con respecto
a los totales consolidados
Año 2007
Año 2006
Ganancia
Activos
Ganancia
Activos
neta
totales
neta
totales
Firma de contadores
públicos independientes
Filiales :
Petroboscán, S.A.
9,98%
1,30%
6,86%
0,74%
Espiñeira, Sheldon y Asociados, firma miembro de
PricewaterhouseCoopers (PWC)
Petrolera Zuata, Petrozuata, S.A.
9,00%
3,57%
-
-
Espiñeira, Sheldon y Asociados, firma miembro de
PricewaterhouseCoopers (PWC)
Petroregional del Lago, S.A.
4,78%
1,08%
3,38%
1,11%
Espiñeira, Sheldon y Asociados, firma miembro de
PricewaterhouseCoopers (PWC)
Petroquiriquire, S.A.
3,10%
0,56%
2,47%
0,52%
Lara Marambio y Asociados, firma miembro de Deloitte
Touche Tohmatsu (Deloitte)
Petrodelta, S.A.
2,89%
0,23%
0,03%
0,02%
Lara Marambio y Asociados, firma miembro de Deloitte
Touche Tohmatsu (Deloitte)
Petroindependiente, S.A.
1,76%
0,69%
0,84%
0,67%
Espiñeira, Sheldon y Asociados, firma miembro de
PricewaterhouseCoopers (PWC)
Petrolera Sino-Venezolana, S.A.
1,50%
0,36%
1,22%
0,36%
Espiñeira, Sheldon y Asociados, firma miembro de
PricewaterhouseCoopers (PWC)
Baripetrol, S.A.
1,43%
0,27%
1,06%
0,27%
Espiñeira, Sheldon y Asociados, firma miembro de
PricewaterhouseCoopers (PWC)
Lagopetrol, S.A.
1,37%
0,03%
0,02%
0,01%
Espiñeira, Sheldon y Asociados, firma miembro de
PricewaterhouseCoopers (PWC)
Boquerón, S.A.
1,09%
0,29%
0,07%
0,69%
Mendoza, Delgado, Labrador y Asociados, firma
miembro de Ernest & Young Global (E&Y)
Petroperijá, S.A.
1,02%
0,43%
0,61%
0,37%
Mendoza, Delgado, Labrador y Asociados, firma
miembro de Ernest & Young Global (E&Y)
Petrocabimas, S.A.
0,58%
0,11%
0,35%
0,12%
Marambio González & Asociados
Petrowarao, S.A.
0,38%
0,14%
0,37%
0,16%
Lara Marambio y Asociados, firma miembro de Deloitte
Touche Tohmatsu (Deloitte)
Petrocumarebo, S.A.
0,21%
0,07%
-0,07%
0,06%
Espiñeira, Sheldon y Asociados, firma miembro de
PricewaterhouseCoopers (PWC)
Petroguárico, S.A.
0,18%
0,05%
0,08%
0,06%
Espiñeira, Sheldon y Asociados, firma miembro de
PricewaterhouseCoopers (PWC)
Proyecto Hamaca
7,51%
3,21%
5,28%
1,72%
Espiñeira, Sheldon y Asociados, firma miembro de
PricewaterhouseCoopers (PWC)
Sincor Joint Operation
5,59%
2,49%
7,23%
3,69%
Mendoza, Delgado, Labrador y Asociados, firma
miembro de Ernest & Young Global (E&Y)
Proyecto Cerro Negro
3,66%
2,08%
4,55%
1,97%
Espiñeira, Sheldon y Asociados, firma miembro de
PricewaterhouseCoopers (PWC)
-
-
3,48%
2,22%
Espiñeira, Sheldon y Asociados, firma miembro de
PricewaterhouseCoopers (PWC)
Convenios de Asociación :
Petrolera Zuata, Petrozuata, S.A.
12
(Continúa)
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Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
(3)
Políticas de Contabilidad Significativas
Las políticas de contabilidad han sido aplicadas consistentemente para todos los años presentados en estos
estados financieros consolidados, y han sido aplicadas consistentemente por sus filiales, afiliadas y
entidades controladas conjuntamente.
Se han hecho algunas reclasificaciones a los estados financieros consolidados del año 2006, para
conformar su presentación con la clasificación usada en el año 2007. Adicionalmente, los estados
consolidados de resultados comparativos, han sido presentados como si las operaciones descontinuadas
durante el año corriente hubiese ocurrido desde el inicio del año comparativo (véase la nota 10).
(a)
Bases de Consolidación
Inversiones en Filiales
Las compañías filiales son aquellas controladas por PDVSA. El control existe cuando PDVSA tiene
el poder para controlar las políticas financieras y operacionales de una entidad con la finalidad de
obtener beneficios a partir de sus actividades. Para evaluar el control, se toman en consideración los
potenciales derechos de votación que actualmente son ejercidos o transados. Los estados financieros
de las filiales se incluyen en los estados financieros consolidados desde la fecha en que el control
comienza hasta la fecha en que el control cesa. Las políticas contables de las filiales se han
cambiado cuando ha sido necesario, para alinearlas con las políticas adoptadas por la Compañía.
Las filiales más importantes, totalmente poseídas son: PDVSA Petróleo, S.A. (PDVSA Petróleo);
Corporación Venezolana del Petróleo, S.A. (CVP); PDVSA Gas; S.A. (PDVSA Gas); y Deltaven,
S.A. (Deltaven) en Venezuela; PDV Holding, Inc. (PDV Holding) y su principal filial PDV America,
Inc. (PDV America) que operan en los Estados Unidos de América. La principal operación de
PDVSA en los Estados Unidos de América está representada por CITGO Petroleum Corporation y
sus filiales (CITGO), la cual es poseída totalmente por PDV America.
Durante el año 2007 se constituyeron nuevas filiales de PDVSA con la finalidad de atender
lineamientos de las operaciones establecidas en los diferentes acuerdos de cooperación energética
suscritos entre la República Bolivariana de Venezuela y otros países, así como también otras filiales
para atender los ejes de desarrollo: Magna Reserva, Proyecto Orinoco, Delta Caribe, Crecimiento de
Áreas Tradicionales, Proyectos de Refinación, Infraestructura y Comercialización e Integración, las
cuales son las siguientes: PDV Sur, S.A.; PDV Andina, S.A.; PDVSA Panamá, S.A., PDVSA
Ibérica, S.L.; PDVSA Agrícola, S.A.; PDVSA Industrial, S.A.; PDVSA Servicio, S.A. y PDVSA
Gas Comunal, S.A.
De acuerdo con lineamientos y objetivos estratégicos del Ejecutivo Nacional, durante el año 2007 la
Asamblea de Accionista de PDVSA autorizó la compra de acciones de las siguientes entidades que
operan en el sector eléctrico del país: C.A. La Electricidad de Caracas; Sistema Eléctrico del Estado
Nueva Esparta, C.A. (SENECA); C.A. Electricidad de Valencia (ELEVAL) y C.A. Luz y Fuerza
Eléctrica de Puerto Cabello (CALIFE). Véase la nota 10.
13
(Continúa)
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Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
A partir de octubre de 2007, los estados financieros consolidados de PDVSA incluyen los estados
financieros de Petrolera Zuata, Petrozuata, C.A. (Petrozuata), debido al control ejercido sobre sus
actividades a partir de esa fecha. Hasta el 30 de septiembre de 2007, la inversión en Petrozuata se
reconoció bajo el método de participación patrimonial. Véase la nota 9-a.
Participaciones en Negocios Conjuntos
Las participaciones en negocios conjuntos son aquellas en las cuales PDVSA tiene un control
conjunto, establecido a través de un acuerdo contractual. PDVSA Petróleo participa, a través de sus
filiales consolidadas PDVSA Cerro Negro, S.A. (PDVSA Cerro Negro); PDVSA Sincor, S.A.
(PDVSA Sincor); y Corpoguanipa, S.A. (Corpoguanipa), en convenios de asociación para el
desarrollo de las reservas de petróleo extrapesado en la Faja Petrolífera del Orinoco. Estas filiales de
PDVSA Petróleo preparan sus estados financieros reconociendo su cuota-parte en los activos,
pasivos, ingresos y costos, de acuerdo con su porcentaje de participación en los negocios conjuntos
de dichos convenios de asociación, desde la fecha en que comienza el control hasta la fecha en que
cesa. Siguiendo lineamientos establecidos por el Ejecutivo Nacional, las actividades de estos
convenios de asociación serán asumidas por empresas mixtas constituidas con participación
mayoritaria de PDVSA, al momento de publicarse los respectivos decretos de transferencia de los
activos, lo cual se estima que ocurra durante el primer semestre del año 2008. Con posterioridad a la
mencionada publicación, la información financiera de las empresas mixtas constituidas se incluirá en
los estados financieros consolidados de PDVSA mediante el método de consolidación. Véanse las
notas 9-a y 33-a.
Inversiones en Afiliadas
Las compañías afiliadas son aquellas en las cuales PDVSA tiene influencia significativa pero no el
poder para controlar decisiones financieras y operacionales. Se presume que existe influencia
significativa cuando la Compañía posee directa o indirectamente entre 20 y 50 por ciento del derecho
de voto en otra entidad. Los estados financieros consolidados incluyen la participación en las
ganancias o pérdidas de las afiliadas reconocidas con base en el método de participación patrimonial,
desde la fecha en que la influencia significativa comienza hasta la fecha en que cesa. El método de
participación patrimonial consiste en incrementar el costo de adquisición de la inversión con la
proporción que le corresponde a la tenedora, sobre los resultados de operaciones de la emisora, en
los períodos posteriores a la fecha de adquisición. Los dividendos recibidos se rebajan del valor en
libros de la inversión. Cuando el valor de la participación de la Compañía en las pérdidas excede su
inversión en una afiliada, el valor en libros de la inversión se reduce a cero y cesa el reconocimiento
de pérdidas adicionales, excepto en los casos en que PDVSA sea responsable solidaria de las
obligaciones incurridas por dichas afiliadas.
Transacciones Eliminadas en la Consolidación
Los saldos y transacciones con la Casa Matriz y entre filiales (intercompañías); así como cualquier
ingreso o gasto no realizado procedente de transacciones intercompañías, son eliminados en la
preparación de los estados financieros consolidados. Las ganancias no realizadas provenientes de
transacciones con entidades, cuya inversión se contabiliza por el método de participación
patrimonial, son eliminadas contra la inversión hasta el monto de la participación en dichas
entidades. Las pérdidas no realizadas son eliminadas de la misma forma que las ganancias no
realizadas, pero únicamente en la medida que no haya evidencia de deterioro.
14
(Continúa)
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Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
(b)
Monedas Distintas al Dólar
Transacciones en Monedas Distintas al Dólar
Las transacciones en monedas distintas al dólar se convierten a la respectiva moneda funcional de las
entidades de la Compañía, utilizando la tasa de cambio de la fecha de la transacción. Los activos y
pasivos monetarios, denominados en monedas distintas al dólar a la fecha del balance general, se
convierten a la moneda funcional utilizando la tasa de cambio a esa fecha. La ganancia o pérdida en
cambio en monedas distintas al dólar, sobre las partidas monetarias, es la diferencia entre el costo
neto en la moneda funcional al comienzo del año, ajustado por la tasa efectiva de interés y los pagos
durante el año, y el costo neto en moneda extranjera convertido utilizando la tasa de cambio al final
del año. Los activos y pasivos no monetarios, denominados en monedas distintas al dólar que se
presentan a valor razonable, son reconvertidos a la moneda funcional utilizando la tasa de cambio a
la fecha en que se determinó el valor razonable. Las ganancias o pérdidas en cambio que resultan de
la conversión, se reconocen en los estados consolidados de resultados (véase la nota 5).
Estados Financieros de Filiales Domiciliadas fuera de Venezuela y de los Estados Unidos de
América
Los activos y pasivos de las filiales domiciliadas fuera de Venezuela y de los Estados Unidos de
América, son generalmente convertidos a dólares utilizando la tasa de cambio vigente a la fecha de
los estados financieros, y los ingresos y costos utilizando la tasa de cambio promedio ponderado en
vigencia durante cada año presentado. El efecto por conversión acumulado no ha sido significativo
en los últimos años y es incluido en el patrimonio, como parte de las ganancias o pérdidas
acumuladas. Cuando una operación extranjera es vendida, total o parcialmente, el monto del efecto
por conversión asociado a dicha operación es reconocido en los estados consolidados de resultados.
(c)
Instrumentos Financieros
Instrumentos Financieros no Derivados
Los instrumentos financieros no derivados consisten en efectivo y equivalentes de efectivo, efectivo
restringido, créditos fiscales por recuperar, documentos y cuentas por cobrar, cuentas por cobrar a
largo plazo, cuentas por pagar a proveedores, deuda a largo plazo y otros pasivos.
Los instrumentos financieros no derivados se reconocen inicialmente a su valor razonable, más
cualquier costo directo de transacción, en el caso de instrumentos que se designan para ser valorados
a valor razonable con variaciones reconocidas directamente en resultados.
Un instrumento financiero se reconoce cuando la Compañía se obliga o compromete con las
cláusulas contractuales del mismo. Los activos financieros se reversan si los derechos contractuales
de la Compañía sobre los flujos de efectivo del activo expiran o si la Compañía transfiere el activo
financiero a otra entidad sin retener el control o una porción significativa de los riesgos y beneficios
del activo. Las compras y ventas de activos financieros realizadas utilizando los procedimientos
usuales se contabilizan a la fecha de la negociación, que generalmente es la fecha en que la
Compañía se compromete a comprar o vender el activo. Los pasivos financieros se extinguen
cuando la obligación contractual específica de la Compañía expira o se cancelan.
15
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Véase la política para contabilizar los ingresos y gastos financieros en la nota 3-o.
Instrumentos Financieros Derivados
PDVSA utiliza instrumentos financieros derivados para reducir la exposición a los riesgos de
productos básicos definidos y de tasas de interés que resultan de sus actividades operacionales y
financieras. De conformidad con su política corporativa, PDVSA no emite ni mantiene en su poder
instrumentos financieros derivados para fines de comercialización o especulación.
Los instrumentos financieros derivados son contabilizados inicialmente a su valor razonable; los
costos atribuibles a la transacción son reconocidos en los estados consolidados de resultados cuando
ocurren. Posterior al reconocimiento inicial, los instrumentos financieros derivados son medidos a
su valor razonable, reconociéndose cualquier cambio en dicho valor razonable en los estados
consolidados de resultados. Los efectos de los cambios en los valores razonables de los instrumentos
financieros derivados durante los años 2007 y 2006, no son significativos y están incluidos en los
estados consolidados de resultados en el rubro otros (ingresos) egresos, neto.
(d)
Propiedades, Plantas y Equipos
Las propiedades, plantas y equipos se presentan al costo, neto de depreciación acumulada y pérdidas
por deterioro (véase la nota 3-j). Se utiliza el método de contabilidad de esfuerzos exitosos para las
actividades de exploración y producción de petróleo crudo y gas. Los costos de pozos de desarrollo,
planta y equipos relacionados y las propiedades dedicadas a la explotación de petróleo y gas se
contabilizan como parte del costo de los activos. Los costos de pozos exploratorios se contabilizan
como activos hasta que se determine si resultan comercialmente viables y, en caso contrario, se
cargan a los gastos de operación. Otros egresos por exploración, incluyendo los costos geológicos y
geofísicos, se cargan a los gastos de operación, al incurrirse. Los costos de mantenimiento mayor o
de una reparación general se capitalizan en los casos en que son identificados como un componente
separado del activo al que corresponda el mantenimiento o reparación, y son depreciados en el
período comprendido entre un mantenimiento y otro. Los desembolsos por mantenimiento,
reparaciones y renovaciones menores efectuados para mantener las instalaciones en estado operativo
normal se cargan a gastos. Las ganancias o pérdidas que surgen de los retiros o desincorporaciones
de activos, se reconocen en los estados consolidados de resultados.
Los costos de las propiedades, plantas y equipos también incluyen, cuando es relevante, los montos
asociados con obligaciones por retiro de activos (véase la nota 3-e).
Los costos de financiamiento de proyectos que requieren altas inversiones en períodos de
construcción a largo plazo, y los incurridos por financiamiento específico de proyectos, se reconocen
como parte de los activos correspondientes y se amortizan durante la vida útil estimada de esos
activos.
El costo de activos construidos por cuenta propia incluye intereses por financiamientos, el costo de
materiales y mano de obra directa así como cualquier otro costo directo atribuible para la puesta en
operación; también incluye el costo de desmantelamiento y remoción en el lugar donde es
construido.
16
(Continúa)
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Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Todos los desembolsos relacionados con la construcción o adquisición de propiedades, plantas y
equipos durante la etapa previa a su puesta en servicio, se presentan al costo como obras en progreso.
Una vez que los activos están listos para su uso, se transfieren al componente respectivo de
propiedades, plantas y equipos y se comienzan a depreciar o amortizar.
Cuando partes de un activo de las propiedades, plantas y equipos poseen diferentes vidas útiles, son
contabilizadas de forma separada como un componente importante del activo.
La ganancia o pérdida generada de la venta o desincorporación de un activo de las propiedades,
plantas y equipos, se determina por la diferencia entre el monto recibido en la venta o
desincorporación, si existe, y el valor neto en libros del activo, y es reconocida como parte de los
otros (ingresos) egresos, neto en los estados consolidados de resultados.
La depreciación y amortización de los costos capitalizados a los pozos e instalaciones para la
producción de petróleo crudo y gas, son determinadas según el método de unidades de producción
por campo, usando como base las reservas probadas desarrolladas. Las tasas usadas se revisan
anualmente, con base en un estudio de reservas y se aplican en forma retroactiva al inicio del año.
Los costos capitalizados de las demás plantas y equipos se deprecian durante su vida útil estimada,
principalmente, utilizando el método de línea recta, cuya vida útil promedio para las plantas y
facilidades de refinación oscila entre 17 y 25 años; para las instalaciones de almacenamiento y
transporte de petróleo crudo y gas entre 12 y 25 años; para las edificaciones y construcciones 20
años; para las maquinarías y equipos entre 5 y 10 años; para las unidades de transporte terrestres,
marítimas y aéreas entre 3 y 20 años; para los servicios de apoyo industrial y de campamento entre
10 y 17 años; y para los activos remanentes entre 3 y 10 años. Adicionalmente, los activos
adquiridos bajo arrendamiento financiero son depreciados utilizando el método de línea recta en
aproximadamente 10 años, lo cual se aproxima a la vida útil promedio, siendo la propiedad de estos
activos transferida al término del arrendamiento (véase la nota 26).
Los métodos de depreciación y la vida útil promedio de las propiedades, plantas y equipos se revisan
para cada año presentado.
(e)
Costos Asociados a Obligaciones por Retiro de Activos
PDVSA capitaliza los costos estimados asociados a obligaciones por retiro de activos destinados a
las actividades de exploración y producción de petróleo crudo y gas y otras instalaciones
industriales, con base en el plan de desincorporación futura de estos activos. El costo es capitalizado
como parte del activo de larga duración relacionado y se amortiza con cargo a los costos operativos,
durante el período de su vida útil.
Las obligaciones asociadas al retiro de activos de larga duración, se reconocen al valor razonable en
la fecha cuando dicha obligación es incurrida, con base en flujos de efectivo futuros descontados. La
determinación de los valores razonables se basa en las regulaciones y tecnologías existentes.
17
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
(f)
Activos Arrendados
Los arrendamientos bajo los cuales la Compañía asume substancialmente todos los riesgos y
beneficios de la propiedad, son clasificados como arrendamientos financieros. Al momento del
reconocimiento inicial, el activo arrendado se valora al monto menor entre su valor razonable y el
valor presente de los pagos mínimos por arrendamiento. Luego del reconocimiento inicial, el activo
se contabiliza de acuerdo con las políticas contables aplicables al mismo. Los demás arrendamientos
se consideran operativos; por lo tanto, estos activos arrendados no se reconocen en los balances
generales consolidados (véase la nota 26).
(g)
Inventarios
Los inventarios se valoran al costo o al valor neto de realización, el que sea menor. El costo de los
inventarios de petróleo crudo y sus productos, se calcula utilizando el método de costo promedio.
Los materiales y suministros están valorados, principalmente, al costo promedio neto de estimación
para cubrir posibles pérdidas y se clasifican en dos grupos: activo no corriente y activo corriente.
El valor neto de realización es el valor estimado de venta durante el curso normal del negocio, menos
los costos de terminación y gastos estimados de venta.
(h)
Cuentas por Cobrar Comerciales
Las cuentas por cobrar comerciales son contabilizadas por el monto facturado y se presentan netas de
la estimación para cuentas de cobro dudoso, la cual representa el monto de pérdidas que,
potencialmente, se producirán en las cuentas por cobrar. La Compañía efectúa dicha estimación con
base en la antigüedad de los saldos y en los resultados de la evaluación de la cartera de clientes
(véanse las notas 18 y 25).
(i)
Equivalentes de Efectivo
PDVSA considera como equivalentes de efectivo las colocaciones y depósitos a plazo, con
vencimientos originales menores a tres meses y disponibles en base corriente que, al 31 de diciembre
de 2007 y 2006, eran de aproximadamente $622 millones y $1.229 millones (Bs1.337.300 millones y
Bs2.642.350 millones), respectivamente.
(j)
Deterioro del Valor de los Activos
Activos Financieros
Los activos financieros son evaluados por la Compañía a la fecha de los estados financieros, para
determinar si existe evidencia objetiva de deterioro. Un activo financiero está deteriorado si existe
evidencia objetiva de que uno o más eventos han tenido un efecto negativo en los flujos de efectivo
futuros estimados del activo.
Los activos financieros significativos son evaluados individualmente para determinar su deterioro.
Los activos financieros restantes que poseen similares características de riesgo de crédito son
evaluados en grupo.
18
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Las pérdidas por deterioro son reconocidas en los estados consolidados de resultados. El reverso de
una pérdida por deterioro ocurre sólo si este puede ser relacionado objetivamente con un evento
ocurrido después de la fecha en que la pérdida por deterioro fue reconocida (véase la nota 25).
Activos no Financieros
El valor en libros de los activos no financieros, excluyendo los inventarios y el impuesto diferido, es
revisado en cada fecha de los estados financieros para determinar si existe algún indicio de deterioro.
Si existen tales indicios, se estima el monto recuperable del activo.
Una pérdida por deterioro se reconoce cuando el valor en libros de un activo o su unidad generadora
de efectivo excede a su valor recuperable. Una unidad generadora de efectivo es el grupo de activos
identificable más pequeño que genera flujos de efectivo en forma sustancialmente independiente de
otros activos o grupos de activos. La recuperabilidad de los activos que son mantenidos y utilizados,
se mide comparando su valor en libros contra los flujos de efectivo futuros netos y descontados, los
cuales se espera que sean generados por dichos activos. Si el valor en libros de los activos excede al
valor estimado de los flujos de efectivo futuros descontados, se reconoce un cargo por deterioro en
los resultados del año por el monto de dicho exceso. El costo del activo correspondiente es
presentado neto de este cargo por deterioro. El deterioro es determinado por la Compañía con base
en las unidades generadoras de efectivo, de acuerdo con sus segmentos de negocio, ubicaciones
geográficas y el uso final de la producción generada por cada una de ellas. Las pérdidas por
deterioro podrían ser revertidas únicamente si la reversión está relacionada con un cambio en las
estimaciones utilizadas después que la pérdida por deterioro fue reconocida (véase la nota 13).
(k)
Activos Mantenidos para la Venta y Operaciones Descontinuadas
Activos Mantenidos para la Venta
Los activos no corrientes o grupo enajenable que comprende activos y pasivos, se clasifican como
mantenidos para la venta si su importe en libros se recuperará a través de su venta y no a través de su
uso continuado. Esta condición se considera cumplida únicamente cuando la venta es altamente
probable y los activos no corrientes o grupo enajenable están disponibles para la venta
inmediatamente en su estado actual, y la venta previsiblemente se completará en el plazo de un año
desde la fecha de la clasificación. Inmediatamente antes de esta clasificación, los activos no
corrientes o grupo enajenable son reconocidos de acuerdo con las políticas contables de la Compañía
y, posteriormente, son medidos al menor valor entre el valor en libros y el valor razonable, menos el
costo estimado de venta (véase la nota 10).
Cualquier pérdida por deterioro de un grupo enajenable es primero asignada a la plusvalía, y luego a
los activos y pasivos restantes con base en un prorrateo, excepto en el caso que ninguna pérdida haya
sido contabilizada en inventarios, activos financieros, impuestos diferidos activos, activos por
beneficios a empleados, los cuales seguirán siendo reconocidos de acuerdo con las políticas
contables de la Compañía. Las pérdidas por deterioro reconocidas inicialmente al ser clasificados
como mantenidas para la venta, y las subsecuentes ganancias o pérdidas por cambios en el valor
razonable, son reconocidas en los estados consolidados de resultados. Las ganancias generadas por
cambios en el valor razonable no excederán la pérdida acumulada por deterioro previamente
reconocida.
19
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
En la fecha de adquisición, la Compañía distribuye el costo de adquisición de entidades
reconociendo los activos, pasivos y pasivos contingentes identificables de la adquirida a sus valores
razonables, excepto en el caso de los activos mantenidos para la venta, que se reconocen a su valor
razonable menos los costos estimados de venta. Cualquier diferencia entre el costo de adquisición y
la participación de la Compañía en el valor razonable neto de los activos, pasivos y pasivos
contingentes identificables, es contabilizada inicialmente reconsiderando la valoración de los activos,
pasivos y pasivos contingentes identificables, así como la valoración del costo de adquisición y,
posteriormente, cualquier exceso de activos netos adquiridos sobre el costo de la inversión que
continúe existiendo después de la reconsideración antes mencionada, es reconocido inmediatamente
en los resultados del año.
Operaciones Descontinuadas
Una operación descontinuada es un componente del negocio de la Compañía representado por un
segmento operativo o área geográfica de importancia, que ha sido separada del resto de las
operaciones y ha sido desincorporada o clasificada como mantenida para la venta, o una filial
adquirida exclusivamente para la reventa. La clasificación como una operación descontinuada se
produce cuando se retira, se vende o se ha dispuesto de ella por otra vía, o cuando la operación reúne
los criterios para ser clasificada como mantenida para la venta, si esto ocurre primero. Cuando una
operación es clasificada como una operación descontinuada, en el estado consolidado de resultados
comparativo, es presentado, como si la operación hubiese sido descontinuada desde el inicio del año
comparativo (véase la nota 10).
(l)
Beneficios a los Empleados y Otros Beneficios Post-retiro
Plan de Jubilación
La obligación neta de PDVSA, con respecto a planes de beneficios de jubilación definidos por
contrato, es calculada por separado para cada participante en el plan, estimando el monto del
beneficio futuro que los empleados han adquirido a cambio de sus servicios durante el período actual
y períodos previos; ese beneficio es descontado para determinar su valor actual y se le deduce el
valor justo de mercado de los activos asociados al plan. La tasa de descuento debe reflejar el
rendimiento que, a la fecha de los estados financieros consolidados, presenten instrumentos
financieros emitidos por instituciones de alta calificación crediticia y que tengan fechas de
vencimiento cercanas a los plazos en que deben ser pagadas dichas obligaciones. El cálculo es
realizado anualmente por un actuario independiente usando el método de crédito por unidad
proyectada.
Las mejoras en los beneficios del plan, relacionadas con costos de servicios pasados, son reconocidas
como un gasto en los estados consolidados de resultados sobre la base del período estimado que, en
promedio, transcurrirá hasta el momento en que los beneficios sean un derecho adquirido. En la
medida en que dichos beneficios sean un derecho adquirido irrevocable después de su aprobación, el
gasto es reconocido, de manera inmediata, en los estados consolidados de resultados.
20
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
La Compañía contabiliza como ingreso o como gasto una porción correspondiente al importe de sus
ganancias o pérdidas actuariales no reconocidas, que exceda 10% al mayor de los siguientes montos:
a) el valor presente de las obligaciones por beneficios definidos en esa fecha; y b) el valor razonable
de los activos del plan en esa fecha. El monto resultante es dividido entre la vida laboral restante
promedio de los trabajadores que participan en el plan. Estos límites son calculados y aplican por
separado para cada uno de los planes de beneficios definidos.
Indemnizaciones Laborales
Las indemnizaciones por terminación de la relación laboral de los trabajadores en Venezuela se
reconocen cuando se causan, de acuerdo con la legislación laboral y con los contratos colectivos
vigentes. La mayor parte de las indemnizaciones han sido depositadas en cuentas de fideicomiso a
favor de los trabajadores.
El 11 de octubre de 2007, PDVSA suscribió una Convención Colectiva de Trabajo con vigencia
hasta el año 2009, con la cual se introducen mejoras salariales y beneficios sociales a los
trabajadores de la nómina contractual en Venezuela. Las obligaciones resultantes de la aplicación de
esta Convención Colectiva están vigentes desde noviembre de 2007.
Beneficios a Corto Plazo
Las obligaciones por beneficios a corto plazo, como bonificaciones de los empleados, vacaciones y
otros beneficios son contabilizadas como gastos en la medida que el servicio relacionado es provisto
por el trabajador.
Beneficios Post-retiro Diferentes a Jubilación
La obligación neta con respecto a otros beneficios post-retiro diferentes a jubilación, definidos por
contrato, es el monto de beneficios futuros que los trabajadores hayan ganado a cambio de sus
servicios durante el período actual y los períodos previos. Estos beneficios incluyen planes de salud
y odontológicos, seguro funerario y tarjeta de banda electrónica para alimentación. La obligación se
calcula utilizando el método de crédito por unidad proyectada, se descuenta para reflejar su valor
actual y se le deduce el valor justo de los activos relacionados, si los hubiere. La tasa de descuento
debe reflejar el rendimiento que, a la fecha de los estados financieros consolidados, presenten
instrumentos financieros emitidos por instituciones de alta calificación crediticia y que tengan fechas
de vencimiento cercanas a los plazos en que deben ser pagadas dichas obligaciones.
Los costos de servicios pasados y las ganancias o pérdidas actuariales se reconocen usando la misma
metodología del plan de jubilación definido por contrato.
(m)
Provisiones
Una provisión se reconoce si, como resultado de un evento pasado, la Compañía ha incurrido en una
obligación legal o formal que se pueda estimar de manera confiable, y sea probable que se requiera
el desembolso de beneficios económicos para pagar la obligación.
21
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
En concordancia con la política ambiental establecida por PDVSA y las normativas legales
aplicables, se reconoce un pasivo cuando los costos son probables y pueden ser razonablemente
estimados. Los desembolsos relacionados con la conservación del ambiente, que están vinculados
con ingresos por operaciones actuales o futuras, son contabilizados como gastos o activos, según
correspondan. Los desembolsos relacionados con operaciones del pasado, que no contribuyan a la
obtención de ingresos corrientes o futuros, son cargados a gastos. La creación de estas provisiones
coincide con la identificación de una obligación relacionada con remediación ambiental, para la cual
PDVSA tiene información adecuada para determinar un estimado razonable del respectivo costo.
Los ajustes subsiguientes a los estimados, de ser necesarios, se efectúan al obtener información
adicional.
(n)
Reconocimiento de Ingresos
Los ingresos provenientes de ventas de petróleo crudo, gas natural, productos refinados y otros, de
las filiales en Venezuela y en el exterior, se reconocen en los estados consolidados de resultados
cuando los riesgos y los derechos significativos derivados de la propiedad han sido transferidos al
comprador, la recuperación de la respectiva cuenta por cobrar es probable, existe suficiente
evidencia de un acuerdo de venta y los precios han sido fijados o son determinables. En su mayoría,
esas transferencias están regidas por los términos de entrega estipulados en los contratos con los
clientes. En el caso de los ingresos provenientes de actividades distintas al negocio principal de la
Compañía, éstos se reconocen cuando el ingreso ha sido realizado. No se reconocen ingresos si
existe incertidumbre significativa en cuanto a la recuperación de la obligación adquirida por el
comprador.
(o)
Ingresos y Gastos Financieros
Los ingresos financieros comprenden principalmente intereses ganados sobre fondos invertidos,
ganancia por la venta de activos financieros mantenidos para la venta y cambios en el valor
razonable de los activos financieros, los cuales se incluyen en los otros (ingresos) egresos, neto en
los estados consolidados de resultados.
Los gastos financieros relacionados con pérdidas por deterioro y cambios en el valor razonable de
los activos financieros, se incluyen en los otros (ingresos) egresos, neto en los estados consolidados
de resultados. Los gastos financieros por intereses de obligaciones financieras se presentan en los
gastos de financiamiento en los estados consolidados de resultados.
(p)
Impuesto sobre la Renta
El gasto de impuesto sobre la renta comprende el impuesto corriente y el impuesto diferido. El gasto
de impuesto sobre la renta se reconoce en los resultados de cada año, excepto cuando se refiere a
partidas que deben reconocerse directamente en el patrimonio.
El impuesto corriente es el impuesto por pagar esperado, calculado sobre la ganancia gravable del
año utilizando la metodología establecida por la legislación vigente, las tasas de impuesto vigentes a
la fecha del balance general y cualquier ajuste al impuesto por pagar de años anteriores.
22
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
El impuesto sobre la renta diferido se contabiliza utilizando el método de balance general. Los
activos y pasivos diferidos se reconocen por las consecuencias fiscales futuras atribuibles a
diferencias entre los montos de los activos y pasivos presentados en el balance general y su
correspondiente base fiscal, así como por las pérdidas de operación y créditos fiscales trasladables a
períodos futuros. El valor de los activos y pasivos diferidos se determina utilizando las tasas de
impuestos que se espera serán aplicables a la ganancia gravable en el año en que las diferencias
temporales serán recuperadas o canceladas, según la legislación vigente. El efecto sobre los activos
y pasivos diferidos por cambios en las tasas de impuesto se reconoce en los resultados del año en que
inician su vigencia.
Un impuesto diferido activo se reconoce solamente hasta el monto que es probable que estén
disponibles ganancias gravables futuras sobre las cuales compensarlo. Los impuestos diferidos
activos son revisados a la fecha de presentación de los estados financieros consolidados y se reversan
en la medida que se reduce la probabilidad de que el beneficio fiscal relacionado pueda realizarse.
El impuesto sobre la renta relacionado con la distribución de dividendos, determinado con base en
las disposiciones legales de cada jurisdicción fiscal, es reconocido como un pasivo cuando se genera
la obligación del pago de dichos dividendos.
(q)
Información por Zona Geográfica y Segmentos de Operación
Un segmento es un componente identificable de PDVSA que se dedica a proveer productos o
servicios (segmento operativo), o que se dedica a proveer productos o servicios dentro de un entorno
económico particular (segmento geográfico), que está sujeto a riesgos y beneficios específicos y
diferentes de otros segmentos.
PDVSA ha determinado que sus segmentos de negocios son aquellos basados en la metodología que
utiliza la gerencia para sus informes internos. PDVSA identifica tales segmentos con base en sus
unidades de negocios y geográficamente. Los segmentos operativos de PDVSA incluyen las
actividades de exploración y producción de petróleo crudo (aguas arriba); refinación, comercio y
suministro (aguas abajo); y gas (véase la nota 8).
La ganancia operativa, los activos y los pasivos por segmento, incluyen transacciones y saldos
directamente atribuibles al segmento, así como aquellos que pueden ser distribuidos sobre una base
razonable. Las transacciones y saldos no distribuidos comprenden, principalmente, la deuda a largo
plazo, arrendamientos financieros y los gastos financieros relacionados, el impuesto sobre la renta
diferido, y el impuesto sobre la renta por pagar.
Los desembolsos netos para inversiones incluyen los costos netos totales incurridos durante el año
para adquirir propiedades, plantas y equipos.
(r)
Convenios Operativos
Los convenios operativos de la primera, segunda y tercera ronda, firmados por PDVSA con
empresas nacionales e internacionales en los años 1992, 1993 y 1997, respectivamente, estuvieron
vigentes hasta el 31 de marzo de 2006. A partir de esa fecha las actividades que llevaban a cabo esos
convenios operativos fueron asumidas por empresas mixtas creadas con una participación
mayoritaria de PDVSA (véase la nota 9-b).
23
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Hasta el 31 de marzo de 2006, los saldos correspondientes a las operaciones relacionadas con los
convenios operativos se controlaron mediante cuentas de orden, debido a que los respectivos pagos
estaban sujetos al cumplimiento de ciertas variables y condiciones establecidas en los contratos. En
dichas cuentas de orden se contabilizaban las propiedades, plantas y equipos, depreciación, y los
costos y gastos no capitalizables relacionados con los referidos convenios. En estos convenios
operativos estaban previstos pagos periódicos por honorarios de operación y de capital, o estipendio,
con base en la producción de petróleo crudo y sujeto a ciertas limitaciones. Los montos reconocidos
por honorarios y estipendios eran contabilizados como parte de los gastos de operación.
(s)
Investigación y Desarrollo
El gasto en actividades de investigación efectuado para obtener nuevos conocimientos científicos o
tecnológicos, es reconocido como gasto de operación en los estados consolidados de resultados
cuando se incurre. Durante los años 2007 y 2006, los montos cargados a gastos por este concepto
fueron de $188 millones y $126 millones (Bs404.200 millones y Bs270.900 millones),
respectivamente.
Las actividades de desarrollo involucran un plan o diseño para la producción de nuevos productos y
procesos, sustancialmente mejorados. El desembolso en desarrollo se capitaliza sólo si los costos
pueden estimarse con fiabilidad, el producto o proceso sea viable técnica y comercialmente, sea
posible obtener beneficios económicos a futuro y la Compañía pretenda y posea suficientes recursos
para completar el desarrollo y para usar o vender el activo. El desembolso capitalizado incluye el
costo de los materiales, mano de obra y gastos generales que son directamente atribuibles a la
preparación del activo para su uso. Otros gastos en desarrollo son reconocidos en los resultados
cuando se incurren en ellos. El desembolso en desarrollo capitalizado es medido al costo menos la
amortización acumulada y las pérdidas por deterioro acumuladas.
(t)
Aportes para el Desarrollo Social
Corresponde a los aportes para los programas y proyectos sociales, a través de los cuales PDVSA
participa en el desarrollo social e integral del país (véanse las notas 1, 15, 16 y 28). La mayor parte
de estos aportes son reconocidos directamente como gastos en el momento que se efectúan los
desembolsos.
(u)
Pronunciamientos Contables Recientemente Emitidos
Varias normas nuevas y enmiendas e interpretaciones a las normas actuales aún no están vigentes
para el año terminado el 31 de diciembre de 2007, y no se han aplicado en la preparación de estos
estados financieros consolidados. Las más importantes para PDVSA son las siguientes:
ƒ
En noviembre de 2006, la IASB emitió la Norma Internacional de Información Financiera Nº 8
(NIIF 8) Operaciones por Segmento. Esta norma estará en vigencia para los ejercicios
económicos iniciados en o después del 1° de enero 2009. La NIIF 8 introduce el “enfoque de
la administración” para la información financiera por segmentos y requerirá la revelación de
segmentos de operación con base en los reportes internos revisados periódicamente por los
ejecutivos o diferentes comités encargados de la toma de decisiones operativas de la Compañía
para evaluar cada información del segmento.
24
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
La Compañía completó el análisis de esta norma y determinó que no tendrá efectos
significativos sobre sus estados financieros consolidados.
ƒ
En marzo de 2007, la IASB emitió la Norma Internacional de Contabilidad Nº 23 revisada
Costos de Financiamiento (NIC 23), que elimina la opción de reconocer en los resultados los
costos de financiamiento y requiere capitalizar estos costos, directamente atribuibles a la
adquisición, construcción o producción de un activo calificado, como costo de ese activo. Esta
norma estará en vigencia para los ejercicios económicos iniciados en o después del 1° de enero
de 2009.
La Compañía completó el análisis de esta norma y determinó que no tendrá efectos
significativos sobre sus estados financieros consolidados.
ƒ
En julio de 2007, la IASB emitió la Interpretación Nº 14 (CINIIF 14) - NIC 19 El Límite sobre
un Activo por Beneficio Definido, Requerimientos Mínimos de Fondos y la Interacción Entre
Éstos, que aclara cuando los reembolsos o reducciones en futuras contribuciones relacionadas
con un activo por beneficio definido, serán considerados como disponibles y, adicionalmente,
provee una guía sobre el impacto de los requerimientos mínimos de financiamiento de tales
activos. Asimismo, aclara cuando un requerimiento mínimo de financiamiento debería
originar un pasivo. Esta interpretación estará en vigencia para los ejercicios económicos
iniciados en o después del 1° de enero de 2008.
PDVSA está evaluando esta norma y, aún no ha determinado el posible efecto sobre sus
estados financieros consolidados.
ƒ
En septiembre de 2007, la IASB emitió la Norma Internacional de Contabilidad Nº 1 revisada
(NIC 1) Presentación de Estados Financieros, la cual introduce un estado de ganancia no
realizada por operaciones con el accionista, con el objeto de mejorar la capacidad de análisis y
comparabilidad de la información suministrada por los estados financieros. Esta norma estará
en vigencia para los ejercicios económicos iniciados en o después del 1° de enero de 2009.
PDVSA está evaluando esta norma y, aún no ha determinado el posible efecto sobre sus
estados financieros consolidados.
(v)
Pronunciamientos Contables Adoptados Recientemente
Durante el año 2007, entraron en vigencia las siguientes normas e interpretaciones:
ƒ
La NIIF 7 Instrumentos Financieros: Revelaciones y la enmienda a la NIC 1 Presentación de
Estados Financieros: Revelaciones sobre Capital, requieren revelaciones detalladas sobre la
relevancia de los instrumentos financieros para la situación financiera de una entidad y su
desempeño, tanto revelaciones cualitativas como cuantitativas sobre la naturaleza y alcance de
los riesgos asociados. Véanse las notas 3-c y 25.
25
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
ƒ
La Interpretación Nº 9 (CINIIF 9) Revaluación de Instrumentos Derivados Implícitos, requiere
que una entidad valore un instrumento financiero derivado implícito separándolo del contrato
principal, y contabilizarlo como un derivado desde el momento en que la entidad suscribió
dicho contrato. La revaluación subsecuente es prohibida a menos que se produzca un cambio
en los términos originales del contrato.
ƒ
La Interpretación Nº 10 (CINIIF 10) Información Financiera Intermedia y Deterioro, aclara
que una entidad no debe revertir las pérdidas por deterioro reconocidas en un período interino
previo con respecto a la plusvalía o a la inversión de cualquier activo financiero registrado al
costo.
Las políticas de contabilidad de la Compañía se han revisado y modificado, en los casos necesarios,
para adoptar los requerimientos establecidos en estas nuevas normas o interpretaciones. La adopción
de estas normas e interpretaciones no tuvo efectos significativos en los estados financieros
consolidados de PDVSA.
(4)
Convenio Cambiario con el Banco Central de Venezuela (BCV)
El 22 de marzo de 2007 se publicó en la Gaceta Oficial Nº 38.650 el Convenio Cambiario Nº 9, el cual
estableció que PDVSA podrá adquirir divisas directamente ante el BCV para la reposición, hasta el monto
autorizado, de los fondos colocados en el exterior de acuerdo con lo establecido en el Artículo Nº 113 de la
Ley del BCV. Con base en este Convenio, el 8 de febrero de 2007, el Directorio del BCV autorizó a
PDVSA a mantener un fondo especial hasta la cantidad de $3.500 millones, para atender las necesidades
asociadas con el Plan Siembra Petrolera 2007 - 2013.
Con base en la Ley del BCV y en el convenio cambiario Nº 9, el 2 de marzo de 2006 el Directorio del BCV
autorizó a PDVSA incrementar el fondo rotatorio hasta $2.000 millones, para garantizar sus pagos
operativos y de inversión.
De acuerdo con la Reforma a la Ley del BCV, vigente desde el 20 de julio de 2005, PDVSA sólo está
obligada a vender al BCV los ingresos en moneda extranjera necesarios para satisfacer sus obligaciones en
moneda local. Los montos restantes en moneda extranjera, pueden ser mantenidos por PDVSA para
satisfacer las obligaciones e inversiones en moneda extranjera. Cualquier monto en exceso a lo descrito
anteriormente, debe ser transferido por PDVSA al Fondo de Desarrollo Nacional (FONDEN), ente creado
por el Ejecutivo Nacional el 8 de septiembre de 2005, con el objetivo de apoyar los proyectos sociales de
inversión real productiva, educación, salud, atención a situaciones especiales, y mejoramiento del perfil y
saldo de la deuda pública externa (véase la nota 28).
El 21 de noviembre de 2005, el Ejecutivo Nacional y el BCV suscribieron el Convenio Cambiario Nº 9, el
cual establece el destino de las divisas recibidas por concepto de exportaciones de hidrocarburos, incluidos
los hidrocarburos gaseosos y otros, las cuales serán de venta obligatoria al BCV, excepto las destinadas a
las actividades realizadas por PDVSA de conformidad con lo establecido en la reforma a la Ley del BCV,
mencionada anteriormente. Dicho convenio indica que PDVSA y sus filiales no podrán mantener fondos
en divisas dentro del Territorio Nacional por más de 48 horas, y establece las condiciones para el uso de
los fondos por parte de PDVSA y la información mensual que deberá ser presentada al BCV, relacionada
con los flujos en divisas generados por sus actividades, sus posiciones activas y pasivas en moneda
extranjera, y la información detallada de los pagos efectuados por PDVSA en el exterior.
26
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
El 1° de marzo de 2005, el Ejecutivo Nacional y el BCV modificaron el convenio cambiario Nº 2 del 6 de
febrero de 2004, fijando los tipos de cambio para la venta y para la compra de divisas en Bs2.150,00 y
Bs2.144,60 por $1, respectivamente.
(5)
Transacciones y Saldos en Monedas Distintas al Dólar
PDVSA tiene los siguientes activos y pasivos monetarios denominados en monedas distintas al dólar, los
cuales se convierten a dólares a la tasa de cambio vigente a la fecha del balance general (en millones):
31 de diciembre de
2007
2006
2007
2006
Dólares
Bolívares
Activos monetarios:
Bolívares
Euros
Otras monedas
Pasivos monetarios:
Bolívares
Yenes
Euros
Otras monedas
Posición monetaria neta pasiva
12.619
502
5
11.056
452
15
27.130.850
1.079.300
10.750
23.770.400
971.800
32.250
13.126
11.523
28.220.900
24.774.450
18.942
213
3
35
12.591
249
3
42
40.725.300
457.950
6.450
75.250
27.070.650
535.350
6.450
90.300
19.193
12.885
41.264.950
27.702.750
(6.067)
(1.362)
(13.044.050)
(2.928.300)
A continuación se indican las tasas de cambio con respecto al dólar al cierre contable, las tasas de cambio
promedio anuales y en los Índices de Precios al Consumidor (IPC), publicados por el BCV:
31 de diciembre de
2007
2006
Tasas de cambio del dólar al cierre contable (Bs/$1)
Tasas de cambio promedio anuales del dólar (Bs/$1)
Incrementos interanuales en el IPC (%)
(6)
2.150
2.150
22
2.150
2.150
17
Determinación de los Valores Razonables
Algunas de las políticas y revelaciones contables de la Compañía, requieren la determinación de los
valores razonables para los activos y pasivos, tanto financieros como no financieros. Los valores
razonables han sido estimados para propósito de valoración y/o revelación utilizando la información
disponible en el mercado y siguiendo métodos de valuación apropiados. Información adicional sobre la
estimación del valor razonable de activos y pasivos está revelada en las notas específicas a los estados
financieros consolidados.
27
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
El valor razonable de las propiedades, plantas y equipos reconocido como consecuencia de una adquisición
de negocios se basa fundamentalmente en el valor de mercado y otros métodos de valuación apropiados.
El valor de mercado del activo corresponde al monto estimado por el que éste podría intercambiarse a la
fecha de valuación entre un comprador y un vendedor dispuestos en una transacción en condiciones de
independencia mutua, posterior a una adecuada negociación en la que ambas partes han actuado con
conocimiento, prudencia y sin obligación.
El valor razonable de los créditos fiscales por recuperar, cuentas por cobrar a largo plazo y otros activos y
pasivos, se determina descontando el valor en libros, según recuperaciones y pagos estimados a futuro,
utilizando tasas de interés aplicables en el mercado monetario.
El efectivo restringido mayormente genera intereses a tasas variables de mercado y el valor en libros se
aproxima al valor razonable.
Los saldos en libros del efectivo y sus equivalentes, documentos y cuentas por cobrar, gastos pagados por
anticipado y otros activos y cuentas por pagar a proveedores; se aproximan a su valor razonable debido al
corto plazo de estos instrumentos.
El valor razonable de los instrumentos derivados se basa en el monto estimado que la Compañía recibiría o
pagaría por terminar los acuerdos, considerando los precios actuales de los productos, las tasas de interés y
el nivel crediticio de las partes involucradas.
El valor razonable de la deuda a largo plazo al 31 de diciembre del 2007 y 2006, el cual es calculado
únicamente para propósitos de revelación, se basa en las tasas de interés, disponibles actualmente para
PDVSA para la emisión de deuda con vencimientos y términos similares y en cotizaciones suministradas
por los corredores de bolsa, las cuales contemplan riesgo crediticio.
El valor razonable de las obligaciones financieras no derivadas, el cual es determinado para propósitos de
revelación, es calculado con base en el valor presente de los flujos futuros de interés y capital y
descontados a la tasa de interés de mercado a la fecha de los estados financieros consolidados. Para los
arrendamientos financieros la tasa de interés de mercado es determinada tomando como referencia
contratos de arrendamiento financieros similares
(7)
Administración de Riesgos Financieros
PDVSA está expuesta a los siguientes riesgos relacionados con el uso de instrumentos financieros:
ƒ
Riesgo de crédito
ƒ
Riesgo de liquidez
ƒ
Riesgo de mercado.
Esta nota presenta información respecto a la exposición de PDVSA a cada uno de los riesgos mencionados,
los objetivos de la Compañía, las políticas y los procedimientos para medir y administrar el riesgo, y la
administración del capital. Los estados financieros consolidados incluyen más revelaciones cuantitativas
(véase la nota 25).
28
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
La Junta Directiva de PDVSA es responsable por establecer y supervisar el marco de administración de
riesgos de la Compañía. En los procesos de planificación estratégica y presupuestaria se estima el efecto
de los riesgos del negocio con el objeto de tener una visión integral de su impacto en la Compañía.
Las políticas de administración de riesgos son establecidas con el objeto de identificar y analizar
riesgos enfrentados por la Compañía, fijar límites y controles de riesgo adecuados, y para monitorear
riesgos y el cumplimiento de los límites. Se revisan regularmente las políticas y los sistemas
administración de riesgos a fin de que reflejen los cambios en las condiciones de mercado y en
actividades de la Compañía.
(a)
los
los
de
las
Riesgo de crédito
Es el riesgo de pérdida financiera que enfrenta la Compañía si un cliente o contraparte en un
instrumento financiero no cumple con sus obligaciones contractuales, y se origina principalmente
por el efectivo y equivalentes de efectivo, y las cuentas por cobrar provenientes de los deudores por
ventas. Con el objeto de mitigar el riesgo de crédito, los equivalentes de efectivo están representados
por instrumentos de alta calidad que son colocados en diversas instituciones. Asimismo, los
documentos y cuentas por cobrar están distribuidos en una amplia y confiable cartera de clientes a
nivel mundial y, periódicamente, se evalúa la condición financiera de los mismos. Producto de esta
evaluación se reconoce en los estados financieros una estimación para cuentas de cobro dudoso
(véanse las notas 18 y 25).
(b)
Riesgo de liquidez
Es el riesgo de que la Compañía no pueda cumplir con sus obligaciones financieras a medida que
vencen. El enfoque de PDVSA para administrar la liquidez es asegurar, en la mayor medida posible,
que siempre contará con la liquidez suficiente para cumplir con sus obligaciones cuando vencen,
tanto en condiciones normales como de tensión, sin incurrir en pérdidas inaceptables o arriesgar la
reputación de la Compañía.
La Compañía se asegura de contar con suficiente efectivo a la vista para solventar los gastos
operacionales esperados durante un período de 90 días, incluyendo el pago de obligaciones
financieras; esto excluye el posible impacto de circunstancias extremas que no pueden predecirse
razonablemente, como los desastres naturales. Además, PDVSA mantiene facilidades de crédito,
cuyo saldo no utilizado no devenga gastos financieros (véanse las notas 21 y 25).
(c)
Riesgo de mercado
Es el riesgo de que cambios en los precios de mercado, entre ellos las tasas de cambio, tasas de
interés o precios de venta, afecten los ingresos de PDVSA o el valor de los instrumentos financieros
que mantiene.
Las actividades de la Compañía, las condiciones financieras y los resultados de operación están en
función de los volúmenes de exportación y de los precios de petróleo crudo y sus productos. Estos
precios son cíclicos y tienden a ser inestables, por lo que el riesgo primario de este negocio es la
volatilidad de los precios de petróleo crudo y sus productos.
29
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
PDVSA monitorea constantemente las condiciones de mercado para asegurar la colocación de su
producción de petróleo crudo y sus productos de la manera más óptima posible. Adicionalmente, la
República Bolivariana de Venezuela es miembro de la Organización de Países Exportadores de
Petróleo (OPEP), a través de la cual se suscriben acuerdos en la búsqueda de precios estables para el
petróleo crudo y sus productos (véase la nota 27).
(8)
Información por Zonas Geográficas y Segmentos de Operaciones
Las ventas entre segmentos consisten, básicamente, en ventas de petróleo crudo y gas natural y son
realizadas al precio aproximado del mercado.
PDVSA evalúa el desempeño de sus segmentos con base en las ventas netas, la ganancia operativa (ventas
de petróleo crudo y sus productos, menos los costos y gastos excepto los gastos de financiamiento), los
desembolsos netos para inversiones y las propiedades, plantas y equipos.
(a)
Segmentos de Negocios
La Compañía tiene los siguientes principales segmentos de negocios:
(b)
ƒ
Las actividades de exploración y producción incluyen el proceso de búsqueda de reservas de
petróleo crudo y gas asociado y mejoramiento de crudos extrapesados; así como también, el
manejo del petróleo crudo y gas asociado hasta las refinerías y plantas de fraccionamiento.
ƒ
Las actividades de refinación, comercio y suministro en Venezuela incluyen el manejo de las
refinerías, comercialización, mercadeo y transporte del petróleo crudo y productos refinados,
bajo la marca PDV. Las actividades de refinación, comercio y suministro en los Estados
Unidos de América representan la administración de las refinerías y el mercadeo de gasolina y
productos refinados del petróleo crudo, principalmente en las regiones este y medio oeste de
ese país, bajo la marca CITGO.
ƒ
La actividad de gas incluye el manejo de las plantas procesadoras de gas, el mejoramiento,
comercialización de gas natural y líquido, tanto industrial como doméstico, así como también
el transporte, distribución, colocación y venta del mismo.
Segmentos Geográficos
Las actividades de exploración y producción de petróleo crudo y gas se realizan únicamente en
Venezuela. Las actividades de refinación, suministro y comercio se focalizan principalmente en
Venezuela y en los Estados Unidos de América.
El renglón otros, incluye partidas corporativas y los resultados de otras operaciones poco
significativas en Venezuela, Europa y el Caribe.
Al presentar información por segmento geográfico, los ingresos y los activos por segmentos se basan
en la ubicación geográfica de los activos.
30
(Continúa)
Total pasivo
Pasivo no distribuido
Total pasivo de segmentos
Pasivo de segmentos:
En Venezuela
En los Estados Unidos de América
En otros países
Total activo
16.090
16.090
-
33.503
Total propiedades, plantas
y equipos, neto
Activo no corriente no distribuido
33.503
-
11.001
11.001
-
26.990
26.990
-
Exploración y
producción
2007
2006
Al 31 de diciembre Activo corriente no distribuido
Activo de segmentos:
Propiedades, plantas y equipos, neto:
En Venezuela
En los Estados Unidos de América
En otros países
Dólares –
31
5.700
1.782
3.180
738
11.584
6.674
4.578
332
6.251
2.653
3.457
141
10.189
5.317
4.572
300
Refinación,
comercio y
suministro
2007
2006
1.830
1.830
-
6.977
6.977
-
2007
Gas
990
990
-
4.566
4.566
-
2006
La información financiera relativa de los segmentos de negocios de la Compañía se indica en la siguiente
tabla (en millones):
31 de diciembre de 2007 y 2006
Notas a los Estados Financieros Consolidados
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
4.981
4.147
834
372
758
604
154
2006
1.409
1.022
387
Otros
372
-
2007
51.610
23.009
28.601
23.849
3.180
1.572
107.672
15.887
52.436
47.526
4.578
332
27.426
7.775
19.651
15.666
3.457
528
80.529
14.993
42.503
37.477
4.572
454
23.033
2006
(Continúa)
Total
39.349
2007
(24)
(1) Representa las eliminaciones de ventas entre segmentos.
(2) Representa las eliminaciones de compras y costos entre segmento
(3) Véase la nota 10.
32
-
-
152
254
-
-
24.642
(204)
191
(164)
21.961
2.315
366
(3.051)
297
3.326
(164) (2)
-
97.118
64.910
14.317
17.891
10
53
4.164
12.852
12.374
371
107
Total ingresos sin salida
de efectivo
1.240
635
3.326
-
(76.727)
(56.388) (1)
(20.339) (1)
-
-
-
-
-
-
20.982
17.812
2.826
344
99.267
54.605
27.606
17.056
(93)
195
3.652
7.193
5.872
685
636
2006
(909)
(1.980)
1.071
2.847
544
357
311
324
(92.068)
(68.371)
(23.697)
-
-
-
-
-
-
Total
Ingresos, neto sin salida de efectivo no
distribuidos
1.264
20
(126)
483
1.224
350
203
671
-
-
18
107
77
30
2007
5.452
140
20
508
488
20
-
-
60
(253)
(303)
50
Eliminaciones
2007
2006
6.273
2.029
111
29
15
15
-
-
12
-
-
Otros
2007
2006
Ganancia neta
1.110
2.029
-
876
859
17
-
-
146
-
-
Operaciones
descontinuadas (3)
2007
2006
Gastos (ingresos) sin salida de efectivo de
segmentos distintos de depreciación y
amortización
(9.600)
1.110
-
3.801
3.801
-
(74)
16
161
1.244
1.244
-
2006
1.120
1.432
(13.784)
(4.031)
(16.832)
(12.426)
2.826
-
4.732
4.732
-
-
(1)
219
3.122
3.122
-
Gas
733
641
(14.102)
(5.057)
28.062
(19.001)
2.315
(146)
114.540
50.428
47.742
16.370
(14)
-
1.192
1.676
385
685
606
2007
(267)
36.541
28.062
-
113.520
57.652
38.014
17.854
-
-
1.293
2.028
1.600
371
57
Refinación,
comercio y
suministro
2007
2006
(584)
Gastos de financiamiento
Participación patrimonial en resultados
netos de afiliadas
Ganancia en venta de inversión en afiliadas
Aportes para el desarrollo social
Impuesto sobre la renta
Total ganancia (pérdida)
operativa
36.541
-
56.414
69.550
Ganancia operativa de segmentos:
En Venezuela
En los Estados Unidos de América
En otros países
Total ingresos
56.414
-
69.550
-
Ventas de petróleo crudo y sus productos:
En Venezuela
En los Estados Unidos de América
En otros países
(5)
179
54
10
2.269
4.166
4.166
-
Costos de obligaciones por retiro de activos
2.446
7.955
7.955
-
Deterioro (reverso) del valor de los activos
Depreciación y amortización
Total desembolsos netos
para inversiones
Por los años terminados el 31 de diciembre Desembolsos netos para inversiones:
En Venezuela
En los Estados
En otros países
Exploración y
producción
2007
2006
31 de diciembre de 2007 y 2006
Notas a los Estados Financieros Consolidados
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
-
-
-
(100)
40
-
(140)
(111)
(29)
(876)
(859)
(17)
-
-
(146)
-
-
-
-
-
(20)
-
-
(20)
(20)
(15)
(15)
-
-
(12)
-
-
Operaciones
descontinuadas (3)
2007
2006
(204)
(3.051)
2.847
6.173
733
641
(14.102)
(5.017)
(584)
24.502
21.850
2.315
337
96.242
64.051
14.317
17.874
10
53
4.018
12.852
12.374
371
107
(Continúa)
(909)
(1.980)
1.071
5.432
1.120
1.432
(13.784)
(4.031)
(267)
20.962
17.812
2.826
324
99.252
54.605
27.606
17.041
(93)
195
3.640
7.193
5.872
685
636
Operaciones
continuas
2006
2007
Total pasivo
Pasivo no distribuido
Total pasivo de
segmentos
Pasivo de segmentos:
En Venezuela
En los Estados Unidos de
América
En otros países
Total activo
Activo no corriente no distribuido
Total propiedades,
plantas y
equipos, neto
23.652.150
-
34.593.500
23.652.150
58.256.066
12.255.000
6.837.000
1.586.700
3.831.300
24.905.600
9.842.700
713.800
-
34.593.500
72.015.964
14.349.100
33
13.439.650
7.432.550
303.150
5.703.950
21.906.350
9.829.800
645.000
11.431.550
Refinación,
comercio y
suministro
2007
2006
58.256.066
Exploración y
producción
2007
2006
Al 31 de diciembre Activo corriente no distribuido
Activo de segmentos:
Propiedades, plantas y equipos,
neto:
En Venezuela
72.015.964
En los Estados Unidos de
América
En otros países
-
Bolívares Gas
3.934.500
-
3.934.500
15.000.550
-
15.000.550
2007
31 de diciembre de 2007 y 2006
2.128.500
-
2.128.500
9.816.900
-
9.816.900
2006
Notas a los Estados Financieros Consolidados
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Otros
10.709.150
1.793.100
8.916.050
799.800
-
799.800
2007
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
3.029.350
832.050
2.197.300
1.629.700
331.100
1.298.600
2006
110.962.624
49.470.474
61.492.150
6.837.000
3.379.800
51.275.350
231.492.477
34.171.403
112.721.914
9.842.700
713.800
102.165.414
32.232.741
91.609.016
9.829.800
976.100
80.803.116
49.519.497
2006
(Continúa)
58.961.347
16.711.697
42.249.650
7.432.550
1.135.200
33.681.900
173.361.254
Total
84.599.160
2007
121.321.506
149.567.671
500.581
60.356.227
78.568.542
2.758.405
60.356.227
-
78.568.542
-
(1) Representa las eliminaciones de ventas entre segmentos.
(2) Representa las eliminaciones de compras y costos entre segmentos.
(3) Véase la nota 10.
Total ingresos sin salida
de efectivo
distribuidos
Gastos (ingresos) sin salida de efectivo de
segmentos distintos de depreciación y
amortización
Ganancia neta
Gastos de financiamiento
Participación patrimonial en resultados
netos de afiliadas
Ganancia en venta de inversión en afiliada
Aportes para el desarrollo social
Impuesto sobre la renta
Total ganancia (pérdida)
operativa
Ganancia operativa de segmentos:
En Venezuela
En los Estados Unidos de América
En otros países
Total ingresos
121.321.506
-
149.567.671
-
Ventas de petróleo crudo y sus productos:
En Venezuela
En los Estados Unidos de América
En otros países
(9.783)
21.500
Deterioro (reverso) del valor de los activos
384.850
4.878.728
8.484.582
8.484.582
-
115.622
5.258.900
17.069.200
17.069.200
-
Costos de obligaciones por retiro de activos
Depreciación y amortización
Total desembolsos netos
para inversiones
Por los años terminados el 31 de diciembre Desembolsos netos para inversiones:
En Venezuela
En los Estados
En otros países
Exploración y
producción
2007
2006
2.625.695
(36.187.897)
(40.851.333)
4.977.336
(313.900)
244.031.450
123.951.800
81.730.100
38.349.550
-
-
2.764.848
4.350.060
3.432.000
795.795
122.265
2007
2006
342.206
(20.639.850)
(26.715.750)
6.075.900
-
246.228.750
108.420.200
102.645.300
35.163.250
(30.100)
-
2.562.800
3.414.012
784.245
1.395.345
1.234.422
Refinación,
comercio y
suministro
Gas
410.650
2.386.887
2.386.887
-
10.173.800
10.173.800
-
-
(2.150)
470.850
6.696.690
6.696.690
-
2007
(25.776)
4.362.350
4.362.350
-
8.172.150
-
8.172.150
(159.100)
34.400
321.038
2.534.028
2.534.028
-
2006
-
299.394
236.758
62.636
1.883.400
1.846.850
36.550
-
-
313.900
-
-
-
34
-
42.850
42.850
32.250
32.250
-
-
25.112
Operaciones
descontinuadas (3)
2007
2006
326.177
765.852
(272.620)
1.038.472
1.094.350
1.051.350
43.000
-
-
128.248
(543.157)
-
-
64.500
217.959
156.849
61.110
2006
444.190
1.365.250
668.650
696.600
2.631.600
752.500
436.450
1.442.650
Otros
(650.407)
107.250
2007
31 de diciembre de 2007 y 2006
Notas a los Estados Financieros Consolidados
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
-
7.150.901
7.150.901
-
(197.946.486)
(146.997.936)
(50.948.550)
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
(352.600)
(352.600) (2)
-
(164.963.050)
(121.234.200) (1)
(43.728.850) (1)
-
Eliminaciones
2007
2006
(198.983)
419.250
7.852.178
14.650.581
11.745.577
13.495.949
(415.383)
(6.536.310)
(2.792.898)
(4.054.099)
1.261.201
2.411.135
3.078.800
(29.636.430)
(8.667.206)
1.577.603
1.378.150
(30.319.526)
(10.868.196)
6.120.927
(574.949)
45.134.227
38.318.877
6.075.900
739.450
213.423.206
(1.255.761)
52.983.679
47.219.135
4.977.336
787.208
208.804.185
139.593.535
30.781.550
38.429.100
21.500
113.472
8.936.746
27.572.793
11.959.704
1.395.345
1.295.532
2006
117.432.156
59.352.900
36.638.150
Total
26.547.483
795.795
229.515
2007
-
-
-
-
-
-
(42.850)
-
83.500
(215.894)
-
-
(42.850)
(42.850)
(32.250)
(32.250)
-
-
(25.112)
-
-
-
-
(299.394)
(236.758)
(62.636)
(1.883.400)
(1.846.850)
(36.550)
-
-
(313.900)
-
-
Operaciones
descontinuadas (3)
2007
2006
(415.383)
(6.536.310)
6.120.927
13.280.055
1.577.603
1.378.150
(30.319.526)
(10.784.696)
(1.255.761)
52.684.285
46.982.377
4.977.336
724.572
206.920.785
137.746.685
30.781.550
38.392.550
21.500
113.472
8.622.846
27.572.793
26.547.483
795.795
229.515
(Continúa)
(2.792.898)
(4.054.099)
1.261.201
11.702.727
2.411.135
3.078.800
(29.636.430)
(8.667.206)
(574.949)
45.091.377
38.318.877
6.075.900
696.600
213.390.956
117.432.156
59.352.900
36.605.900
(198.983)
419.250
7.827.066
14.650.581
11.959.704
1.395.345
1.295.532
Operaciones
continuas
2006
2007
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
La información financiera relativa de los segmentos geográficos de la Compañía se indica en la siguiente
tabla (en millones):
Estados
Venezuela
Estados
Unidos
Otros
de América
países
Total
Venezuela
Dólares
Unidos
Otros
de América
países
Total
Bolívares
31 de diciembre del 2007 Ventas netas (1)
46.632
38.014
11.596
96.242
100.259.360
81.730.100
24.931.325
206.920.785
Activos de larga vida (2)
47.526
4.578
332
52.436
102.165.414
9.842.700
713.800
112.721.914
Ventas netas (1)
51.157
47.742
353
99.252
109.987.550
102.645.300
758.106
213.390.956
Activos de larga vida (2)
36.873
4.572
1.058
42.503
79.504.516
9.829.800
2.274.700
91.609.016
31 de diciembre del 2006 -
(9)
(1)
Basado en el país en donde se originó la venta.
(2)
Basado en la localización del activo.
Asociaciones con Terceros
PDVSA ha suscrito asociaciones con terceros y acuerdos de cooperación energética con otros países. A
continuación, se indican los más importantes:
(a)
Asociaciones para el Desarrollo de Reservas de Petróleo Crudo Extrapesado en la Faja
Petrolífera del Orinoco
Entre los años 1993 y 1999, el Congreso Nacional (ahora Asamblea Nacional) aprobó varios
convenios de asociación para la explotación, mejoramiento y comercialización de crudos
extrapesados de la Faja Petrolífera del Orinoco. El objetivo de estas asociaciones era ejecutar las
actividades verticalmente integradas necesarias para la explotación, desarrollo, producción, mezcla y
transporte de crudo extrapesado, proveniente de las áreas de Junín (antes Zuata), Carabobo (antes
Cerro Negro) y Ayacucho (antes Hamaca) de la Faja Petrolífera del Orinoco y, luego de su proceso
por las plantas de mejoramiento, producir crudos mejorados que se comercializan en el mercado
internacional.
Los desembolsos requeridos por estas asociaciones, para el desarrollo y conclusión de los proyectos,
fueron cubiertos mediante el aporte de capital de PDVSA, de los otros inversionistas, de fondos
obtenidos vía financiamiento y de ingresos provenientes de la producción durante el período de
desarrollo.
35
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
En el marco de la política de “Plena Soberanía Petrolera” y con la finalidad de poner fin al proceso
de privatización de la industria petrolera venezolana, iniciado durante la década de los años 90, el 26
de febrero de 2007 el Gobierno de la República Bolivariana de Venezuela dictó el Decreto Nº 5.200,
con Rango, Valor y Fuerza de Ley de Migración a Empresas Mixtas de los Convenios de Asociación
de la Faja Petrolífera del Orinoco; así como también de los Convenios de Exploración a Riesgo y
Ganancias Compartidas, de acuerdo con el cual las asociaciones denominadas Petrolera Zuata,
Petrozuata C.A. (Petrozuata), Sincrudos de Oriente, S.A. (Sincor), Petrolera Cerro Negro, S.A.
(Cerro Negro) y Petrolera Hamaca, C.A. (Hamaca) deben trasformarse en empresas mixtas, en las
cuales la filial CVP, o alguna otra filial de PDVSA que se designe, mantendrá no menos de 60% de
participación accionaria, en concordancia con lo establecido en la Ley Orgánica de Hidrocarburos.
A estos efectos, se constituyeron comisiones de transición para cada uno de los convenios antes
referidos, las cuales se incorporaron a sus Juntas Directivas, con el fin de garantizar la transferencia
de control de todas sus actividades a las nuevas empresas mixtas. Asimismo, este Decreto Ley
concedió a los socios de los convenios un plazo de cuatro meses contado a partir de la fecha de su
publicación, para acordar los términos y condiciones de su posible participación en las nuevas
empresas mixtas; así como también, un plazo adicional para someter términos y condiciones a la
Asamblea Nacional, con la finalidad de solicitar su autorización, de conformidad con lo establecido
en la Ley Orgánica de Hidrocarburos. Transcurrido el plazo, sin que se hubiera logrado acuerdo para
la constitución y funcionamiento de las empresas mixtas, la República Bolivariana de Venezuela, a
través de PDVSA, asumirá directamente las actividades ejercidas por los diferentes convenios, para
preservar su continuidad en razón de su carácter de utilidad pública e interés social.
El 26 de junio de 2007, PDVSA firmó los memorandos de entendimiento con las empresas
transnacionales, socias de los referidos convenios, excepto con ConocoPhillips en Petrozuata y
ExxonMobil en Cerro Negro, con los cuales no se alcanzó acuerdos por lo que PDVSA asumió las
actividades de estos convenios. Estos memorandos de entendimiento definen la participación
accionaria en las empresas mixtas a constituirse y que serán sometidas ante la Asamblea Nacional,
como lo establece la Ley Orgánica de Hidrocarburos.
En la Gaceta Oficial Nº 38.785, del 8 de octubre de 2007, se publicó la Ley sobre los Efectos del
Proceso de Migración a Empresas Mixtas de los Convenios de Asociación de la Faja Petrolífera del
Orinoco; así como de los Convenios de Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas, la cual
establece la extinción del tiempo para que la parte privada alcance acuerdos de constitución de
empresas mixtas, y en los casos en que no haya acuerdo, PDVSA o una de sus filiales asumirá las
actividades de operación. En tal sentido, PDVSA recibió del Ejecutivo Nacional los activos netos de
36
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
los socios que decidieron no migrar a empresas mixtas, reconociendo en esta transacción un pasivo
neto al 31 de diciembre de 2007, con la República Bolivariana de Venezuela por $1.706 millones
(Bs3.666.259 millones), el cual comprende los siguientes saldos:
Dólares Petrozuata
Cuentas por pagar a entidades relacionadas (véase la nota 23) valor neto de los activos recibidos
795
Documentos y cuentas por cobrar Empresas y entidades relacionadas (véase la nota 18)
correspondiente principalmente al pago efectuado por
PDVSA a distintos acreedores, por obligaciones financieras
para liberar restricciones de los contratos de préstamos
795
Cerro Negro
Hamaca
(en millones)
344
1.345
(316)
(462)
28
883
Total
2.484
(778)
1.706
Bolívares Petrozuata
Cuentas por pagar a entidades relacionadas (véase la nota 23) valor neto de los activos recibidos
1.705.524
Documentos y cuentas por cobrar Empresas y entidades relacionadas (véase la nota 18)
correspondiente principalmente al pago efectuado por
PDVSA a distintos acreedores, por obligaciones financieras
para liberar restricciones de los contratos de préstamos
1.705.524
Cerro Negro
Hamaca
(en millones)
737.988
2.885.447
(679.400)
58.588
(993.300)
1.892.147
Total
5.328.959
(1.672.700)
3.656.259
En esta misma Ley se indica que los Convenios de Asociación de la Faja Petrolífera del Orinoco y de
Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas, quedarán extinguidos en la fecha de publicación del
decreto que transfiere el derecho a ejercer las actividades primarias a las empresas mixtas,
constituidas de acuerdo con el Decreto Nº 5.200. Los convenios de asociación continuarán sus
actividades de manera similar conjuntamente con los socios que decidieron migrar a empresas
mixtas hasta la publicación de los referidos decretos de transferencia. Al 31 de diciembre de 2007,
no se había publicado ninguno de los decretos de transferencia. Véase la nota 33-a.
En la Gaceta Oficial Nº 38.801, del 1 de noviembre de 2007, la Asamblea Nacional aprobó la
creación de las siguientes empresas mixtas:
Empresa mixta
Petromonagas, S.A.
Petrocedeño, S.A.
Petropiar, S.A.
Participación
de PDVSA
(%)
83,33
60,00
70,00
Área ó Convenio
Cerro Negro
Sincor
Hamaca
37
Socios de CVP
Veba Oil & Gas Cerro Negro GmbH
Statoil Sincor AS
Chevron Orinoco Holdings B.V.
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Producto del proceso de Migración a Empresas Mixtas de los Convenios de Asociación de la Faja
Petrolífera del Orinoco y de la Convenios de Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas,
ExxonMobil promovió arbitrajes y medidas cautelares en contra de PDVSA. Véase la nota 27.
A continuación, se presentan algunos detalles relacionados con estos convenios de asociación:
Al 31 de diciembre de 2007:
Convenio de
asociación
Participación
de PDVSA (%)
Petrozuata
Cerro Negro
Sincor
Hamaca
100,00
83,33
38,00
70,00
Socios
British Petroleum (BP)
Total Fina - Statoil
ChevronTexaco
Al 31 de diciembre de 2006:
Convenio de
asociación
Participación
de PDVSA (%)
Petrozuata
Cerro Negro
Sincor
Hamaca
49,90
41,67
38,00
30,00
Socios
ConocoPhillips
ExxonMobil - British Petroleum (BP)
Total Fina - Statoil
ChevronTexaco - ConocoPhillips
En el período de tres meses terminado el 31 de diciembre de 2007, Petrozuata aportó utilidades por
$289 millones (Bs621.350 millones). Si la consolidación hubiera ocurrido desde el 1° de enero de
2007, la gerencia estima que los ingresos consolidados y la ganancia neta consolidada del año 2007,
hubiesen ascendido a $97.461 millones (Bs209.541.635 millones) y $6.396 millones (Bs13.760.399
millones), respectivamente.
Un resumen de los estados financieros combinados de los convenios de asociación Cerro Negro,
Sincor y Hamaca, es el siguiente (en millones):
31 de diciembre de
2007
2006
2007
2006
Dólares
Bolívares
Situación financiera:
Activo no corriente
Activo corriente
Pasivo no corriente
Pasivo corriente
Patrimonio neto
38
10.199
3.304
(1.876)
(1.465)
10.042
1.330
(2.071)
(1.023)
21.927.850
7.103.600
(4.033.400)
(3.149.750)
21.590.300
2.859.500
(4.452.650)
(2.199.450)
10.162
8.278
21.848.300
17.797.700
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Años terminados 31 de diciembre de
2007
2006
2007
2006
Dólares
Bolívares
Resultado de operaciones:
Ventas
Costos y gastos
Ganancia operativa
Ganancia neta
7.396
(4.117)
3.279
3.279
5.877
(2.744)
3.133
2.972
15.901.400
(8.851.550)
7.049.850
7.049.850
12.635.550
(5.899.600)
6.735.950
6.389.800
Convenios de Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas
En enero de 1996 la filial CVP fue designada para que, mediante convenios de asociación a riesgo y
ganancias compartidas (convenios de asociación) con empresas inversionistas privadas, coordinara,
controlara y supervisara las actividades relacionadas con la exploración y explotación de yacimientos
de hidrocarburos en áreas nuevas.
Los convenios de asociación establecían la creación de un Comité de Control, órgano supremo de
aprobación y control, el cual toma las decisiones fundamentales de interés nacional para el Estado
Venezolano, relacionadas con la ejecución de estos convenios de asociación.
Las áreas fueron asignadas mediante un proceso de licitación competitiva para participar en
convenios de asociación con CVP. En estos convenios de asociación se establecía que los
inversionistas realizarían actividades de exploración a riesgo. En los casos de declaración de
explotación comercial de un descubrimiento para el cual se apruebe su respectivo plan de desarrollo
por el Comité de Control, CVP debía notificar a los inversionistas su participación en dicho
desarrollo, la cual no podía ser menor de 1% ni mayor de 35%. Tomando en cuenta las fases de
exploración, de desarrollo y de producción comercial de las áreas y su posible prórroga, los
convenios de asociación, en general, tendrían una duración máxima de treinta y nueve años.
De acuerdo con lo establecido en los convenios de asociación, CVP y los otros inversionistas
constituyeron empresas mixtas para cada área bajo la forma de sociedades anónimas, cuyo capital
social está representado por 35% en acciones Clase “A”, poseídas por CVP, y 65% por acciones
Clase “B”, poseídas por los otros inversionistas. El objetivo de la empresa mixta es dirigir,
coordinar y supervisar las actividades del convenio de asociación que serán ejecutadas por los
operadores de las áreas. Al 31 de diciembre de 2006, CVP poseía inversiones en acciones que
representaban su participación de 35% en las empresas mixtas a esa fecha, constituidas para cada
área, como se indica a continuación:
Área
Socios de CVP
Empresa mixta
Golfo de Paria Este
Ineparia Inc - Conoco Venezuela, C. A. - ENI
Venezuela B.V. (ENI) - OPIC Karimun
Corporation (OPIC)
Administradora del Golfo de Paria Este, S.A.
Golfo de Paria Oeste
Conoco Venezuela, C. A. - ENI - OPIC
Compañía Agua Plana, S.A.
La Ceiba
Mobil Venezolana de Petróleos, Inc PetroCanada
Administradora Petrolera La Ceiba, C.A.
39
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Las actividades desarrolladas durante el año 2006, por las empresas mixtas antes señaladas
consistieron principalmente, en continuar con los programas y esfuerzos de exploración y desarrollo,
así como también, aprobar y continuar los planes de evaluación y delineación. Estas empresas no
iniciaron operaciones de producción comercial de hidrocarburos.
Con respecto al convenio de asociación del área Golfo de Paria Oeste, en octubre de 2002, el Comité
de Control declaró la comercialidad del descubrimiento en este proyecto, denominado Corocoro, y
en mayo de 2003 la Junta Directiva de PDVSA autorizó a CVP a participar en el plan de desarrollo
de este descubrimiento. Los participantes en el plan de desarrollo Corocoro son: CVP (35%),
Conoco Venezuela, C.A. (32,5%), ENI (26,0%) y OPIC (6,5%). Durante el año 2006, se inició la
Fase I de desarrollo del proyecto, utilizando una facilidad de procesamiento temporal tipo gabarra de
producción. Durante el año 2007, los socios Conoco Venezuela, C. A y OPIC, se retiraron de la
operación, debido a que no firmaron el Memorando de Entendimiento para la Migración a Empresa
Mixta, por lo que, de acuerdo con la regulación del proceso de migración, el plan de desarrollo del
proyecto continuará con los socios CVP y ENI, hasta que se publique el decreto de transferencia de
estas operaciones a la empresa mixta Petrosucre, S.A. (véase la nota 33-a). Al 31 de diciembre de
2007 y 2006, se incluyen en las propiedades, plantas y equipo, aproximadamente, $284 millones y
$209 millones (Bs610.600 millones y Bs449.350 millones), respectivamente, correspondientes a los
aportes efectuados por CVP a este proyecto.
Durante el año 2007, producto de la Ley de Migración a Empresas Mixtas de los Convenios de
Asociación de la Faja Petrolífera del Orinoco, Convenios de Exploración a Riesgo y Ganancias
Compartidas, los socios del convenio de asociación del área Golfo de Paria Este, firmaron el
acuerdo de migración a la empresa mixta denominada Petrolera Paria, S.A. Este convenio de
asociación, continuará sus actividades de manera similar hasta la publicación del decreto de
transferencia, el cual al 31 de diciembre de 2007, no se había publicado. Véase la nota 33-a.
En relación con el convenio de asociación del área La Ceiba, durante el año 2007, los socios Mobil
Venezolana de Petróleo, Inc. (filial de ExxonMobil) y Petro-Canada no firmaron el memorando de
entendimiento para la migración a empresa mixta, por lo tanto, las actividades en esta área fueron
asumidas por PDVSA. En agosto de 2007, CVP pagó a Petro-Canada $75 millones (Bs161.250
millones) por concepto de finiquito del convenio de asociación del área La Ceiba, el cual se incluye
en documentos y cuentas por cobrar a entidades relacionadas al 31 de diciembre de 2007.
ExxonMobil promovió arbitrajes y medidas cautelares en contra de PDVSA, relacionados con este
proceso (véase la nota 27).
En la Gaceta Oficial Nº 38.801, del 1 de noviembre de 2007, la Asamblea Nacional aprobó la
creación de las siguientes empresas mixtas:
Área
Golfo de Paria Este
Golfo de Paria Oeste
Golfo de Paria Central
Zumano
Socios de CVP
Sinopec International Petroleum Corporation
and Production Corporation - Ineparia, Inc.
ENI Venezuela B. V.
ENI Venezuela B. V. Ineparia, Inc.
CNPC Venezuela B. V.
40
Empresa mixta
Petrolera Paria, S. A.
Petrosucre, S. A.
Petrolera Güiria, S. A.
Petrozumano, S. A.
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Acuerdos en Materia de Orimulsión®
En abril de 2001, se firmó un acuerdo de cooperación en materia de Orimulsión® entre BITOR y
China National Oil and Gas Exploration and Development Corporation (CNODC), filial de China
National Petroleum Corporation (CNPC), el cual tiene como objetivo realizar una serie de preinversiones necesarias para determinar de manera definitiva la viabilidad del proyecto. El 13 de
diciembre de 2001, la Asamblea Nacional de la República Bolivariana de Venezuela autorizó a
BITOR para constituir con CNODC una entidad denominada Orifuels Sinoven, S.A.
(SINOVENSA).
Dentro del marco de la política de “Plena Soberanía Petrolera” y con la finalidad de optimizar el
valor del recurso natural y de utilizar el crudo extrapesado para mezclas, durante el primer trimestre
del año 2006 la Compañía cesó la producción de Orimulsión® en su módulo ubicado en Morichal
(Estado Monagas), e inició un proceso de negociación de los acuerdos de suministro de Orimulsion®
existentes. Como parte de la negociación, algunos clientes han acordado recibir fuel oil en lugar de
Orimulsión® y otros han acordado la terminación de sus contratos de suministro.
Para el caso de SINOVENSA, PDVSA mantiene conversaciones con China National Petroleum
Corporation (CNPC) para acordar la nueva estructura en la conformación de la nueva empresa mixta,
según lo establecido en el Decreto Nº 5.200.
(b)
Migración de Convenios Operativos a Empresas Mixtas
Migración a Empresas Mixtas
Durante el año 2005, el MENPET realizó estudios de carácter jurídico y técnico sobre la situación de
los 32 convenios operativos existentes, concluyendo que estos convenios contenían, entre otros
elementos, cláusulas de honorarios basados en el volumen y precio de los hidrocarburos producidos
en las áreas, lo cual contravenía la naturaleza de un simple contrato de servicios y resultaba
incoherente con la vigente Ley Orgánica de Hidrocarburos.
El 12 de abril de 2005, el MENPET emitió instrucción a la Junta Directiva de PDVSA para que se
corrigieran las omisiones o fallas de todos y cada uno de los convenios operativos en materia de
hidrocarburos, y se evaluaran los mecanismos legales para extinguir dichos convenios en un período
no mayor a un año. En el último trimestre del año 2005, todas las empresas operadoras de estos
convenios suscribieron los denominados convenios transitorios, con el objetivo de revisar los
acuerdos originales y conformar las nuevas empresas mixtas.
El 31 de marzo de 2006, la Asamblea Nacional aprobó los “Términos y Condiciones para la
Creación de las Empresas Mixtas”; así como también, el modelo de “Contrato para la Conversión a
Empresa Mixta” a suscribirse con las entidades privadas que lo decidieran. En esa misma fecha, se
firmaron los respectivos “Memorandos de Entendimientos” para la migración de los convenios
operativos a empresas mixtas, excepto las operadoras de dos de los convenios operativos que,
voluntariamente, se abstuvieron de suscribir estos memorandos.
41
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
El mencionado “Contrato para la Conversión a Empresa Mixta”, plantea la extinción automática de
los convenios operativos a partir del 31 de marzo de 2006, sin que las empresas operadoras tuvieran
derecho a recibir compensación alguna derivada de los mismos, salvo los pagos correspondientes al
primer trimestre de 2006, ni tampoco efectuar reclamación alguna como consecuencia de la referida
extinción. Adicionalmente, se acordó que los activos operados a esa fecha por estos convenios
operativos fueran puestos de inmediato a disposición de las empresas mixtas para el desarrollo de sus
actividades, transfiriéndose posteriormente la propiedad de los mismos.
Al 1° de abril de 2006, el valor de los activos aportados para la constitución de las empresas mixtas
era de $4.991 millones (Bs10.730.650 millones) distribuidos así: $4.931 millones equivalentes a
Bs10.601.650 millones de activos contabilizados previamente en cuentas de orden de PDVSA y $60
millones equivalentes a Bs129.000 millones aportados por los inversionistas minoritarios; los cuales
fueron contabilizados por las empresas mixtas, principalmente, como propiedades, plantas y equipos
con crédito a una cuenta patrimonial.
Según los “Términos y Condiciones para la Creación de las Empresas Mixtas”, aprobados por la
Asamblea Nacional, dichas empresas operaron en un período de transición, comprendido entre el 1°
de abril de 2006 y la fecha en que fuesen formalmente constituidas. Una vez constituidas, los
términos contractuales serían aplicables en forma retroactiva desde el 1° de abril de 2006.
Al 31 de diciembre de 2006, se habían constituido legalmente las siguientes 19 empresas mixtas, las
cuales habían obtenido los respectivos derechos oficiales para desarrollar las actividades primarias
según lo establece la Ley Orgánica de Hidrocarburos:
Participación
de PDVSA (%)
Empresa mixta
Petroperijá, S.A.
Petrowarao, S.A.
Boquerón, S.A.
Petroindependiente, S.A.
Petrocabimas, S.A.
Petronado, S.A.
Petrokariña, S.A.
Petroven-Bras, S.A.
Petroguárico, S.A.
Petrocuragua, S.A.
Petrocumarebo, S.A.
Petrolera Kaki, S.A.
Petroboscán, S.A.
Petroritupano, S.A.
Petroregional del Lago, S.A.
Petroquiriquire, S.A.
Petrolera Sino-Venezolana, S.A.
Petrowayu, S.A.
Baripetrol, S.A.
42
60,00
60,00
60,00
74,80
60,00
60,00
60,00
60,00
70,00
60,00
60,00
60,00
60,00
60,00
60,00
60,00
75,00
60,00
60,00
(Continúa)
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Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
El 5 de marzo de 2007, PDVSA a través de su filial CVP, suscribió un acuerdo de pago con las
empresas Total Oil and Gas y British Petroleum, con el objetivo de finiquitar toda participación,
derechos, acciones o reclamos en relación con el extinto convenio operativo, correspondiente al
Campo Jusepín en el estado Monagas, por la cantidad de $250 millones (Bs537.500 millones).
En junio de 2007, la Asamblea Nacional de la República Bolivariana de Venezuela aprobó la
constitución de las empresas mixtas Petrodelta, S.A. y Lagopetrol, S.A. con participación de CVP de
60% y 69%, respectivamente. En Gaceta Oficial Nº 38.796, de fecha 25 de octubre de 2007 se
publicó la autorización para que estas empresas mixtas desarrollaran las actividades primarias
relacionadas con hidrocarburos.
Los “Términos y Condiciones para la Creación de las Empresas Mixtas” establecen que las
transacciones por transferencia de activos para su constitución; así como la extinción de los
convenios operativos, no generarán obligaciones tributarias para PDVSA.
Convenios Operativos
La primera, segunda y tercera ronda de convenios operativos fueron firmadas por PDVSA en los
años 1992, 1993 y 1997, respectivamente. Estos convenios operativos tenían el propósito de
reactivar y operar 32 campos petroleros por un lapso máximo de 20 años.
Según las condiciones que regulaban los convenios operativos, PDVSA debía reconocer a los
operadores, por las inversiones realizadas, el pago de honorarios de operación, de capital y otros
conceptos y estipendios, los cuales eran incluidos como gastos de operación en los estados
consolidados de resultados, según se detalla a continuación (en millones):
31 de diciembre de 2006
Dolares
Bolivares
Honorarios de operación
Honorarios de capital y otros
Estipendios
1.053
248
356
2.263.950
533.200
765.400
1.657
3.562.550
Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, las cuentas por pagar a proveedores, relacionadas con las
operaciones de los convenios operativos, incluyen $199 millones y $547 millones
(Bs427.768 millones y Bs1.176.050 millones), respectivamente. Véase la nota 24.
43
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Los registros sobre activos de producción capitalizados, obras en progreso y costos y gastos no
capitalizados, mantenidos en cuentas de orden, presentaban los siguientes saldos (en millones):
31 de diciembre de 2006
Dolares
Bolivares
Activos de producción capitalizados
Obras en progreso
Subtotal
Costos y gastos no capitalizados
(c)
3.806
1.125
8.182.900
2.418.750
4.931
10.601.650
4.833
10.390.950
9.764
20.992.600
Proyecto de Desarrollo de Gas Costa Afuera - Plataforma Deltana
Para propósitos del proceso de otorgamiento de derechos relacionados con la exploración y
desarrollo de la Plataforma Deltana, el área fue dividida en 5 bloques, mayormente considerados
prospectos de gas no asociado. La primera fase de exploración fue completada por PDVSA, en julio
de 2003.
Las licencias para exploración y desarrollo de los bloques 2 y 4 fueron otorgadas por el MENPET,
en febrero de 2003, a ChevronTexaco Corporation y ConocoPhillips el bloque 2; y a Statoil ASA el
bloque 4. Esas compañías están comprometidas a llevar a cabo un programa exploratorio mínimo
con una inversión estimada de $150 millones (Bs322.500 millones) y las inversiones subsecuentes
para su desarrollo, de confirmarse su viabilidad comercial. La participación de PDVSA se
determinará cuando se declare la viabilidad comercial de cada bloque.
Durante el segundo semestre del año 2003, se ofertaron los bloques 3 y 5 redimensionados. El
bloque 3 fue ganado por ChevronTexaco Corporation, y asignado oficialmente por el MENPET en
febrero de 2004. El bloque 5 no recibió ofertas.
La actividad de PDVSA en el proyecto ha estado concentrada en: el seguimiento a la gestión de los
licenciatarios de los bloques 2, 3 y 4 durante la fase de exploración, como apoyo técnico al
MENPET; el análisis de las posibles oportunidades de negocios y desarrollo para los bloques 1 y 5;
los estudios requeridos para completar la ingeniería conceptual del proyecto integral, incluyendo los
sistemas de transporte hasta el CIGMA y la planta de licuefacción de gas (GNL); así como también,
los estudios de impacto ambiental y socio-económico, línea base ambiental y programas de
desarrollo sustentable para las comunidades del Delta del Orinoco.
44
(Continúa)
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Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
(d)
Convenios Energéticos con Países de Latinoamérica y del Caribe
El Gobierno de la República Bolivariana de Venezuela suscribió con gobiernos de otros países,
principalmente latinoamericanos y del Caribe, el Acuerdo de Cooperación Energética de Caracas
(ACEC), el Convenio Integral de Cooperación (CIC) y el Convenio de Cooperación Energética
PETROCARIBE (PETROCARIBE). Estos acuerdos establecen, entre otros aspectos, que PDVSA
suministrará petróleo crudo y sus productos a las empresas petroleras estatales de los países
suscritos. A continuación se muestra un resumen de estos acuerdos:
Acuerdo
País
Compañía
CIC
ACEC / PETROCARIBE
Cuba
República Dominicana
CIC
ACEC
ACEC
Argentina
Paraguay
Bolivia
ACEC / PETROCARIBE
Jamaica
ACEC
PETROCARIBE
ACEC
PETROCARIBE
PETROCARIBE
Acuerdo de San José (1)
Uruguay
Surinam
Ecuador
Nicaragua
Otros países del Caribe
Varios países del Caribe y Centroamérica
CUPET
Refinería Dominicana, S.A.
(REFIDOMSA)
CAMMESA (véase la nota 15)
Petróleos de Paraguay (PETROPAR)
Yacimientos Petrolíferos Fiscales
de Bolivia (YPFB)
Petroleum Corporation
of Jamaica (PETROJAM)
ANCAP (véase la nota 15)
Staatsolie Maatschappij Suriname N.V.
Petróleos del Ecuador (PETROECUADOR)
Petróleos de Nicaragua (PETRONIC)
Varias
Varias
MBD
Año de
suscripción
92
2000
50
25
19
2004
2004
2004
8
2004
24
44
10
100
27
29
80
2005
2005
2005
2006
2007
1980
(1) Durante el año 2007 solo se suministraron 16 MBD de petróleo crudo y productos.
La mayoría de estos acuerdos de suministro establecen, entre otras condiciones, un precio de venta
equivalente al valor de mercado, términos de pago entre 30 y 90 días para una porción significativa
de cada embarque, y una porción remanente a largo plazo, entre 15 y 25 años (véase la nota 15). Los
acuerdos serán efectivos por un año y pueden renovarse por acuerdo mutuo entre las partes
involucradas.
(10) Activos Mantenidos para la Venta y Operaciones Descontinuadas
Durante el año 2007, la Compañía decidió vender los siguientes activos no corrientes o grupo enajenable
de activos y pasivos, colocándolos a disposición e iniciando las actividades necesarias para completar la
venta durante el año 2008:
ƒ
Propiedades, plantas y equipos e inventarios de dos refinerías de asfalto propiedad de CITGO
Asphalt Refining Company (CARCO), filial de CITGO, ubicadas en Paulsboro - New Jersey y
Savannah - Georgia, en los Estados Unidos de América.
ƒ
Propernijn, N.V. (filial de Propernyn, B.V.), ubicada en las Antillas Holandesas, y sus filiales
Baproven Limited (BAPROVEN), Bahamas Oil Refining Company Internacional Limited
(BORCO), Borco Towing Company Limited (BORTOW), Freeport Traing Co. Ltd.(FREETRADE)
y Marine Agent & Brokers Ltd (MARBROK), ubicadas en las Bahamas.
ƒ
Dos buques (Morichal y Paria) propiedad de la filial PDV Marina, S.A.
45
(Continúa)
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(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
De acuerdo con lineamientos y objetivos estratégicos del Ejecutivo Nacional, durante el año 2007 la
Asamblea de Accionista de PDVSA autorizó la compra de acciones de varias entidades que operan en el
sector eléctrico del país, las cuales serán transferidas en el corto plazo a la Corporación Eléctrica Nacional,
S.A. de conformidad con el Decreto con Rango, Valor y Fuerza de Ley Orgánica de Reorganización del
Sector Eléctrico, publicada en la Gaceta Oficial Nº 38.736 del 31 de julio de 2007 (véase la nota 32-b). De
acuerdo con instrucciones emitidas por el MENPET, las acciones de estas entidades del sector eléctrico
serán transferidas a su valor en libros al momento de la transacción.
A continuación se presenta un resumen de estas operaciones de compra:
(a)
C. A. La Electricidad de Caracas
El 15 de febrero de 2007, PDVSA suscribió un acuerdo con The AES Corporation (AES) y su filial
AES Shannon Holding, B.V., para la compra de su participación en C.A. La Electricidad de Caracas
(EDC), equivalente a 82,14% de las acciones. De acuerdo con la legislación venezolana, para
adquirir las acciones restantes en circulación, PDVSA realizó una oferta pública.
Entre el 8 de abril y el 8 de mayo de 2007, PDVSA realizó oferta pública para adquirir hasta 17,86%
de las acciones restantes en circulación de la EDC, por el equivalente en bolívares de $0,2734 por
acción (calculado a la tasa de cambio oficial para la venta de dólares, vigente en la fecha de cierre).
Esto incluyó, paralelamente, una oferta pública en Venezuela y una en los Estados Unidos de
América, para la adquisición de todos y cada uno de los American Depositary Share (ADS’s) en
circulación, cada uno representativo de 50 acciones de EDC, a un precio de $13,6675 por cada ADS.
Como resultado de la oferta pública, y del acuerdo con AES, PDVSA adquirió 93,61% del total de
las acciones en circulación de EDC, por un total de $844 millones (Bs1.821.911 millones).
(b)
Sistema Eléctrico del Estado Nueva Esparta, C.A. (SENECA)
El 8 de febrero de 2007, PDVSA firmó un Memorándum de Entendimiento con CMS Energy
Corporation, para comprar sus acciones en la empresa Sistema Eléctrico del Estado Nueva Esparta,
C.A. (SENECA), por $106 millones (Bs226.825 millones), las cuales representan 88% del capital
social de esa entidad. El 7 de marzo de 2007, la Asamblea de Accionista de PDVSA aprobó la
compra en los términos acordados, la cual se completó el 30 de marzo de 2007.
(c)
Otras Empresas del Sector Eléctrico
El 6 de julio de 2007, PDVSA compró la totalidad de las acciones de la C.A. Electricidad de
Valencia (ELEVAL) por $190 millones (Bs408.500 millones) y, el 16 de noviembre de 2007,
compró la totalidad de las acciones de la C.A. Luz y Fuerza Eléctrica de Puerto Cabello (CALIFE)
por $55 millones (Bs117.269 millones).
46
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
La adquisición de las acciones de estas entidades del sector eléctrico condujo a la toma de control
operacional y financiero, y tuvo los siguientes efectos sobre los estados financieros consolidados de
PDVSA a la fecha de adquisición (en millones):
Valores reconocidos
a la fecha de adquisición
Dólares
Bolívares
Propiedades, plantas y equipos, neto
Cuentas por cobrar y otros
Efectivo y equivalentes de efectivo
Deuda a largo plazo
Cuentas por pagar y otros pasivos
2.091
372
108
(313)
(397)
4.495.650
779.369
232.363
(751.553)
(774.752)
Activos y pasivos identificados, netos
Exceso de activos netos adquiridos sobre el costo
de la inversión (véase la nota 11)
1.861
3.981.077
(666)
(1.406.572)
Pago en efectivo
Efectivo adquirido
1.195
(108)
2.574.505
(232.363)
1.087
2.342.142
Efectivo pagado, neto de efectivo adquirido
La Compañía determinó los valores en libros de los activos y pasivos de las entidades del sector eléctrico a
la fecha de adquisición, y no identificó ajustes importantes por concepto de valor razonable que debieran
considerarse en la determinación de los valores a ser reconocidos en dicha adquisición (véase la nota 6).
47
(Continúa)
Total
Propernijn, N.V. y sus filiales
Pasivos de las entidades del Sector Eléctrico
Pasivos mantenidos para la venta -
Total
Paulsboro Refinery y New Jersey Refinery
Buques Morichal y Paria - PDV Marina
Propernijn, N.V. y sus filiales
Activos netos de las entidades del Sector
Eléctrico
Activos mantenidos para la venta -
292.090
7.805
311.869
20
43.927
Cuentas por Pagar
Dólares
Bolívares
136
4
145
Propiedades,
Plantas y Equipos
Dólares
Bolívares
363.217
-
10
48
20.763
Otros
Dólares
Bolívares
169
-
Inventarios
Dólares
Bolívares
765
30
735
Dólares
19
1.644.377
64.690
1.579.687
Total
Bolívares
40.120
Cuentas por Cobrar
Dólares
Bolívares
Al 31 de diciembre de 2007, los activos no corrientes o grupo enajenable de activos y pasivos mantenidos
para la venta, se presentan a continuación (en millones):
31 de diciembre de 2007 y 2006
Notas a los Estados Financieros Consolidados
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
9
18.358
Otros
Dólares
Bolívares
(Continúa)
6.974.914
5.941.455
2.763
3.245
655.307
7.805
370.347
Total
Bolívares
305
4
173
Dólares
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
La ganancia atribuible a las operaciones descontinuadas, fue la siguiente (en millones de dólares):
Año terminado el 31 de diciembre
2007
2006
2007
2006
Dólares
Bolívares
Propernijn, N.V. y sus filiales Ventas
Otros ingresos por servicios
Costos y gastos
Ganancia antes de impuesto sobre la renta
Impuesto sobre la renta
Ganancia neta de Propernijn, N.V.
y sus filiales
Entidades del sector eléctrico Ganancia neta de las entidades del sector eléctrico
Total ganancia de operaciones
descontinuadas, neta de impuesto
Propernijn, N.V. y sus filiales Movimiento del efectivo usado en la operación
descontinuada por actividades de inversión
17
65
53
29
-
15
58
53
20
-
36.917
139.213
113.318
62.812
176
31.399
125.646
114.195
42.850
-
29
20
62.636
42.850
71
-
153.258
-
100
20
215.894
42.850
(29)
(25)
(61.727)
(53.277)
Si las entidades del sector eléctrico se hubiesen adquirido desde el 1° de enero de 2007, la gerencia estima
que la ganancia de operaciones descontinuadas, neta de impuesto del año terminado el 31 de diciembre de
2007, hubiese sido de $170 millones (Bs369.152 millones).
(11) Otros (Ingresos) Egresos, Neto
A continuación un resumen de los otros (ingresos) egresos, neto (en millones):
Años terminados el 31 de diciembre de
2007
2006
2007
2006
Dólares
Bolívares
Provisión para litigios y otros reclamos
(véanse las notas 23 y 27)
Deterioro (reverso) del valor de los activos
(véase la nota 13)
Ganancia en venta de activos
Servicios de fletes y de almacenamiento a terceros
Ingresos por intereses
Ajustes al valor razonable de activos financieros
(véanse las notas 12-f y 15)
Ganancias por fluctuación del tipo de cambio
Exceso de activos netos adquiridos sobre el costo de
la inversión (véase la nota 10)
Ingresos por procura de servicios a Petroquímica de
de Venezuela, S.A. (PEQUIVEN) (véase la nota 28)
Otros ingresos no operacionales
49
1.153
374
2.479.815
804.100
10
(207)
(166)
(566)
(93)
(182)
(397)
21.500
(445.050)
(356.900)
(1.216.900)
(198.983)
(645.000)
(391.300)
(853.550)
446
(16)
1.072
(20)
960.893
(34.400)
2.304.576
(43.000)
(666)
(73)
(125)
(210)
(67)
(313)
374
(1.406.572)
(156.950)
(275.888)
(430.452)
(144.050)
(39.629)
793.164
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
(12) Impuestos y Regalías
Un resumen de los impuestos y regalías que afectan las operaciones consolidadas de PDVSA se presenta a
continuación (en millones):
Años terminados el 31 de diciembre de
2007
2006
2007
2006
Dólares
Bolívares
Impuesto sobre la renta:
Operaciones continuas
Operaciones descontinuadas (véase la
nota 10)
Regalías, impuesto de extracción y otros
impuestos:
Regalías
Impuesto de extracción
Impuesto superficial
Impuesto de registro de exportación
Impuesto por ventajas especiales
Otros impuestos
Total regalías y otros
impuestos
(a)
5.017
4.031
10.784.696
8.667.206
40
-
83.500
-
5.057
4.031
10.868.196
8.667.206
19.872
1.720
113
54
203
19
17.061
1.117
144
20
93
-
42.724.800
3.698.000
242.950
116.100
436.450
36.233
36.680.636
2.401.550
309.600
43.000
199.950
-
21.981
18.435
47.254.533
39.634.736
Impuesto sobre la Renta
La ganancia antes de impuesto sobre la renta, para cada año se resume a continuación (en millones):
Años terminados el 31 de diciembre de
2007
2006
2007
2006
Dólares
Bolívares
Venezuela:
Operaciones continuas
Operaciones descontinuadas
7.279
111
4.468
-
15.656.100
236.582
9.587.683
-
Exterior:
Operaciones continuas
Operaciones descontinuadas
3.911
29
4.995
20
8.408.651
62.812
10.782.250
42.850
11.330
9.483
24.364.145
20.412.783
50
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
El gasto por impuesto sobre la renta para cada año se resume a continuación (en millones):
Años terminados el 31 de diciembre de
2007
2006
2007
2006
Dólares
Bolívares
Operaciones continuas:
Gasto estimado de impuesto sobre
la renta:
Venezuela (véase la nota 28)
Exterior
(Beneficio) gasto de impuesto sobre
la renta diferido:
Venezuela
Exterior
Gasto de impuesto sobre la renta,
operaciones continuas
Operaciones descontinuadas:
Gasto de impuesto sobre la renta,
operaciones descontinuadas Venezuela
Gasto de impuesto sobre la renta,
operaciones descontinuadas Exterior
51
4.953
1.652
3.518
1.237
10.647.096
3.549.650
7.563.300
2.659.550
6.605
4.755
14.196.746
10.222.850
(1.239)
(349)
(770)
46
(2.663.850)
(748.200)
(1.654.544)
98.900
(1.588)
(724)
(3.412.050)
(1.555.644)
5.017
4.031
10.784.696
8.667.206
40
-
83.324
-
-
-
176
-
5.057
4.031
10.868.196
8.667.206
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
La conciliación entre la tasa nominal y la tasa efectiva consolidada de impuesto sobre la renta para
cada año se presenta a continuación:
%
Ganancia neta:
Operaciones continuas
Operación descontinuada (véase la nota 10)
Impuesto sobre la renta:
Operaciones continuas
Operación descontinuada (véase la nota 10)
Ganancia neta (de operaciones continuas y
operación descontinuada) antes de impuesto
Tasa nominal de impuesto sobre la renta sector petrolero
Ajuste fiscal por inflación y efecto por conversión a dólares
Pérdidas no realizadas en instrumentos financieros
Créditos fiscales
Fondo para la Estabilización Macroeconómica (FEM)
Efecto renta extraterritorial
Provisión para contingencias
Efecto de filiales que tributan a tasas menores
Pérdidas fiscales no reconocidas como activo de
impuesto diferido
Participación patrimonial
Ingreso sobre activos recibidos
Impuesto al dividendo
Otras diferencias, neto
50,0
(10,1)
(0,1)
(0,1)
3,1
(2,8)
Tasa efectiva en Venezuela
Efecto de filiales del exterior
6.173
100
13.280.055
215.894
5.432
20
11.702.727
42.850
6.273
13.495.949
5.452
11.745.577
5.017
40
10.784.696
83.500
4.031
-
8.667.206
-
5.057
10.868.196
4.031
8.667.206
11.330
24.364.145
9.483
20.412.783
5.665
(1.140)
(17)
(10)
348
(316)
12.179.750
(2.451.000)
(36.550)
(21.500)
748.200
(679.400)
50,0
(11,1)
1,5
(0,6)
0,3
2,5
8,3
4.742
(1.052)
146
(59)
24
241
790
10.194.225
(2.261.800)
313.900
(126.850)
51.600
518.150
1.698.500
319
(103)
168
793
(177)
685.850
(221.450)
361.200
1.704.950
(380.550)
2,5
0,3
7,6
1,0
284
36
866
109
610.600
77.400
1.861.900
229.996
3,4
(1,1)
1,8
8,4
(1,9)
51,4
5.825
12.519.396
61,5
5.832
12.537.725
(1.651.200)
(19,0)
(1.801)
(3.870.519)
10.868.196
42,5
4.031
8.667.206
(6,8)
Tasa efectiva
Años terminados el 31 de diciembre de
2007
2006
Millones
Millones
Dólares
Bolívares
%
Dólares
Bolívares
44,6
(768)
5.057
La Ley de Reforma Parcial de la Ley de Impuesto sobre la Renta publicada en la Gaceta Oficial
Nº 38.529 de fecha 25 de septiembre de 2006, deroga las rebajas por nuevas inversiones aplicables a
las empresas dedicadas a la explotación de hidrocarburos y actividades conexas, y las exime de la
aplicación de las rebajas dispuestas para aquellas actividades distintas a las relacionadas con los
hidrocarburos. Hasta la fecha de publicación de esta reforma, PDVSA y algunas de sus filiales
venezolanas pueden utilizar, como créditos fiscales, hasta 12% de los montos desembolsados por
nuevas inversiones en propiedades, plantas y equipos, los cuales pueden ser trasladados hasta por
tres años. Sin embargo, dichos créditos no podían exceder 2% de la ganancia neta gravable, todo
esto de acuerdo con lo dispuesto en la ley anterior. Durante los años 2007 y 2006, se utilizaron
créditos fiscales correspondientes a rebajas por nuevas inversiones por $27 millones y $59 millones
(Bs58.050 millones y Bs126.850 millones), respectivamente.
52
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
La Ley de Impuesto sobre la Renta vigente y la anterior, permiten el traslado de pérdidas fiscales
hasta por los tres años siguientes al que se causaren para compensar rentas gravables futuras, salvo
las pérdidas provenientes de la aplicación del sistema de ajuste por inflación fiscal, las cuales, son
trasladables hasta por un año.
Al 31 de diciembre de 2007, existen créditos fiscales correspondientes a excedentes de rebajas por
nuevas inversiones y pérdidas fiscales trasladables de aproximadamente $284 millones y
$973 millones (Bs610.600 millones y Bs2.091.956 millones), respectivamente, los cuales presentan
los siguientes vencimientos (en millones):
2008
Dólares
Bolívares
Rebajas por nuevas inversiones
Pérdidas fiscales
160
856
344.000
1.840.555
31 de diciembre de
2009
Dólares
Bolívares
124
44
266.600
93.554
Dólares
2010
Bolívares
73
157.847
La Ley de Impuesto sobre la Renta en Venezuela establece el ajuste fiscal por inflación para el
cálculo del impuesto. Los valores inicialmente ajustados de las propiedades, plantas y equipos son
depreciados o amortizados a los fines fiscales en su vida útil remanente. La Ley también establece
un ajuste regular por inflación anual que será incluido en la conciliación de la renta como una partida
gravable o deducible.
De conformidad con la Ley de Impuesto sobre la Renta, los contribuyentes sujetos a este impuesto
que lleven a cabo operaciones de importación, exportación y préstamos con empresas relacionadas
domiciliadas en el extranjero, están obligados a determinar sus ingresos, costos y deducciones
aplicando la metodología estipulada en dicha Ley. PDVSA ha obtenido los estudios técnicos de
precios de transferencias desarrollados con base en la metodología establecida en la Ley, cuyos
efectos para cada filial aplicable, se incluyen en la determinación de la renta fiscal de cada año.
En fecha 25 de septiembre de 2006, se publicó en Gaceta Oficial Nº 38.529 de la República
Bolivariana de Venezuela que se modifica el contenido del Artículo Nº 11 de la Ley relativo al
régimen tarifario aplicable a las empresas dedicadas a la explotación de hidrocarburos y actividades
conexas, adoptándose como alícuotas general la del 50%. Quedan sujetas, sin embargo a la alícuota
de 34% únicamente las empresas que realicen actividades integradas o no, de exploración y
explotación del gas no asociado, de procesamiento, transporte, distribución, almacenamiento,
comercialización y exportación del gas y sus componentes, o que se dediquen exclusivamente a la
refinación de hidrocarburos o al mejoramiento de crudos pesados y extrapesados. En tal virtud se
elimina la aplicación de la alícuota del 34% respecto de las empresas que se hubieren constituido
bajo Convenios de Asociación celebrados conforme a la derogada Ley Orgánica que Reserva al
Estado la Industria y Comercio de los Hidrocarburos. La tarifa de impuesto sobre la renta aplicable
para las principales filiales del exterior es de 35%.
53
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Los movimientos del activo (pasivo) del impuesto sobre la renta diferido en los resultados de cada
año son los siguientes (en millones):
Dólares 2005
Activo
(pasivo)
Beneficios a los empleados y otros
beneficios post-retiro
Propiedades, plantas y equipos
Regalías por pagar
Costos financieros capitalizados
Inversiones en afiliadas
Inventarios
Créditos fiscales y pérdidas fiscales
trasladables
Pagos de dividendos
Provisión para contingencias
Otros
Beneficio
(gasto)
reconocido
en resultados
2006
Activo
(pasivo)
Beneficio
(gasto)
reconocido
en resultados
2007
Activo
(pasivo)
767
(290)
47
(223)
(289)
(376)
98
260
77
(50)
100
236
865
(30)
124
(273)
(189)
(140)
32
412
95
166
152
578
897
382
219
(107)
(37)
438
13
(100)
741
340
1
(150)
205
(53)
14
(250)
946
287
(3)
(250)
446
(40)
11
(500)
1.392
246
630
724
1.354
1.588
2.941
Bolívares 2005
Activo
(pasivo)
Beneficios a los empleados y otros
beneficios post-retiro
Propiedades, plantas y equipos
Regalías por pagar
Costos financieros capitalizados
Inversiones en afiliadas
Inventarios
Créditos fiscales y pérdidas fiscales
trasladables
Pagos de dividendos
Provisión para contingencias
Otros
Beneficio
(gasto)
reconocido
en resultados
2006
Activo
(pasivo)
1.649.050
(623.500)
101.050
(479.450)
(621.350)
(808.400)
210.700
559.000
165.550
(107.500)
215.000
507.400
1.859.750
(64.500)
266.600
(586.950)
(406.350)
(301.000)
27.950
(215.000)
1.593.150
734.204
2.150
(322.500)
440.750
(114.906)
30.100
(537.500)
2.033.900
619.298
1.357.704
54
1.555.644
2.913.348
Beneficio
(gasto)
reconocido
en resultados
68.800
885.800
204.250
356.900
326.800
1.242.700
(6.450)
(537.500)
958.900
(88.150)
3.412.050
2007
Activo
(pasivo)
1.928.550
821.300
470.850
(230.050)
(79.550)
941.700
23.650
(1.075.000)
2.992.800
531.958
6.326.208
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
(b)
Regalías
La regalía se paga con base en el petróleo crudo producido y el gas natural procesado en Venezuela.
Se establece una tasa de 30% sobre los volúmenes de hidrocarburo y gas natural producidos en áreas
tradicionales (aplicables a PDVSA Petróleo, PDVSA Gas y las empresas mixtas).
En el caso de yacimientos relacionados con los proyectos de la Faja Petrolífera del Orinoco, se
estableció la tasa de 16 2/3% para ser aplicada durante la primera fase de la producción con base en
ciertos parámetros fijados por el Gobierno Nacional. Los convenios establecen que cuando se inicie
la producción comercial de crudo mejorado, la tasa se reduce a 1% y se mantendría en ese nivel
durante los nueve años siguientes o, hasta que los ingresos procedentes de la venta del crudo
tripliquen el valor de la inversión inicial. Después del período de nueve años, volvería a aplicarse la
tasa de 16 2/3%. En octubre de 2004, el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo
estableció que la nueva tasa por concepto de regalía, vigente a partir del 11 de octubre de 2004 y
aplicable a la explotación de los crudos extrapesados de la Faja Petrolífera del Orinoco, que llevan a
cabo las asociaciones con terceros, es de 16 2/3%.
En mayo de 2006 se aprobó la Reforma Parcial a la Ley Orgánica de Hidrocarburos, mediante la cual
se establece que las operadoras deberán pagar al Estado regalías por 30% del valor de cada barril a
boca de pozo. La regalía causada para los años 2007 y 2006 fue de $19.872 millones y $17.061
millones (Bs42.724.800 millones y Bs36.680.636 millones), respectivamente, la cual se incluye en
los estados consolidados de resultados en el rubro regalía y otros impuestos.
Las Empresas Mixtas están sujetas al pago de ventajas especiales, los cuales son determinados con
base en: a) una participación como regalía adicional de 3,33% sobre los volúmenes de hidrocarburos
extraídos en las áreas delimitadas y entregados a Petróleos de Venezuela, S.A., y b) un monto
equivalente a la diferencia, si la hubiere, entre (i) 50% del valor de los hidrocarburos extraídos en las
áreas delimitadas y entregados a Petróleos de Venezuela, S.A. durante cada año calendario y (ii) la
suma de los pagos efectuados a la República Bolivariana de Venezuela, con respecto a la actividad
desarrollada por estas últimas durante el mismo año calendario, por concepto de impuestos, regalías
y ventajas especiales sobre los hidrocarburos, incluyendo las inversiones en proyectos de desarrollo
endógeno equivalente a 1% de la utilidad antes de impuestos. Las ventajas especiales deberán
pagarse antes del día 20 de abril de cada año, de acuerdo con las disposiciones establecidas en el
anexo f del Contrato para la Conversión a Empresa Mixta. PDVSA a través de las empresas mixtas
incurrió en este impuesto durante los años 2007 y 2006 por $203 y $93 millones
(Bs436.450 millones y Bs199.950 millones), respectivamente, incluido en los estados consolidados
de resultados en el rubro regalías, impuesto de extracción y otros impuestos.
El 14 de noviembre de 2006 se estableció un nuevo cálculo de regalías para las empresas que
realizan actividades petroleras primarias en el país, fundamentándose en que se medirán
mensualmente en los campos de producción los contenidos de azufre y gravedad API de los
hidrocarburos líquidos extraídos y se reportarán conjuntamente con la producción fiscalizada; toda
esta información formará parte del precio de liquidación de la regalía y se utilizará para el cálculo de
cualquier ventaja especial. Esta información ocasionará ajustes por gravedad y azufre los cuales
serán publicados por el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo.
55
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
(c)
Impuesto de Extracción
La Reforma a la Ley Orgánica de Hidrocarburos establece una tasa de 33,33% del valor de todos los
hidrocarburos líquidos extraídos de cualquier yacimiento, calculado sobre la misma base establecida
para el cálculo de la regalía. Al calcular este impuesto, el contribuyente podrá deducir lo que se
hubiese pagado por regalía, inclusive la regalía adicional que esté pagando como ventaja especial.
Este impuesto se comenzó a aplicar a partir del año 2006, y PDVSA causo por este impuesto $1.720
millones y $1.117 millones (Bs3.698.000 millones y Bs2.401.550 millones) para los años 2007 y
2006 respectivamente, los cuales están incluidos en los estados consolidados de resultados en el
rubro regalías, impuesto de extracción y otros impuestos. Las Asociaciones de la Faja Petrolífera del
Orinoco, adicional a la regalía de 16 2/3%, deberán pagar un impuesto de extracción de 16 2/3%.
(d)
Impuesto Superficial
La Ley Orgánica de Hidrocarburos establece el pago de un impuesto equivalente a 100 unidades
tributarias (UT) por cada kilómetro cuadrado o fracción de extensión superficial otorgada que no
estuviese en explotación. Este impuesto se incrementará 2% anual durante los primeros cinco años y
en 5% en los años subsiguientes. Durante los años 2007 y 2006, la filial PDVSA Petróleo incurrió
en impuesto superficial en Venezuela por $113 millones y $144 millones (Bs242.950 millones y
Bs309.600 millones), respectivamente, incluidos en los estados consolidados de resultados en el
rubro regalías, impuesto de extracción y otros impuestos.
(e)
Impuesto de Registro de Exportación
La Reforma a la Ley Orgánica de Hidrocarburos establece una tasa de 0,1% sobre el valor de todos
los hidrocarburos exportados desde cualquier puerto del territorio nacional, calculado sobre el precio
al que se venda al comprador de dichos hidrocarburos. Este impuesto se comenzó a aplicar a partir
del 24 de mayo de 2006, con una vigencia efectiva de sesenta (60) días continuos contados a partir
de la fecha de publicación en Gaceta Oficial. PDVSA incurrió en este impuesto en los años 2007 y
2006 por $54 millones y $20 millones (Bs116.100 millones y Bs43.000 millones), respectivamente,
los cuales están reconocidos en los estados consolidados de resultados en el rubro regalías, impuesto
de extracción y otros impuestos.
(f)
Impuesto al Valor Agregado (IVA)
En la Gaceta Oficial Nº 38.632, del 26 de febrero de 2007, se publicó la Ley de Reforma Parcial de
la Ley sobre el IVA, la cual establece una reducción de la alícuota de 14% a 11%, desde el 1° de
marzo hasta el 30 de junio de 2007, y a 9% a partir del 1° de julio de 2007.
56
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
La ley del IVA establece una exención para la comercialización de ciertos combustibles derivados de
hidrocarburos, y la potestad de recuperar del Fisco Nacional ciertos créditos fiscales provenientes de
las ventas de exportación. Los montos pendientes por recuperar no generan intereses. A
continuación se muestra un resumen consolidado del movimiento de los créditos fiscales por
recuperar o compensar (en millones):
31 de diciembre de
2007
2006
2007
2006
Dólares
Bolívares
Montos por recuperar o compensar al inicio del año
Generados durante el año
Recuperados durante el año
Ajuste por valor razonable
4.236
1.340
-
4.011
1.122
(647)
(250)
9.108.024
2.880.265
-
8.623.650
2.412.300
(1.391.050)
(536.876)
Montos por recuperar o compensar al final
del año (véase la nota 28)
Menos, porción corriente
5.576
3.346
4.236
776
11.988.289
7.193.900
9.108.024
1.669.024
2.230
3.460
4.794.389
7.439.000
Porción a largo plazo
La gerencia considera que las gestiones y acuerdos alcanzados con el Fisco Nacional, le permitirá
recuperar un porcentaje significativo de estos créditos fiscales durante el año 2008.
Durante el año 2006, se recibieron del Ministerio del Poder Popular para las Finanzas $647 millones
(Bs1.391.050 millones) en Certificados de Reintegros Tributarios (CERT), los cuales fueron
utilizados para el pago de impuesto sobre la renta.
Del saldo de los créditos fiscales por recuperar al 31 de diciembre de 2007 y 2006, aproximadamente
de $184 millones y $118 millones (Bs395.449 millones y Bs253.700 millones), respectivamente,
corresponden a las filiales relacionadas con las asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco.
(g)
Impuesto de Consumo General
Las ventas de gasolina y otros combustibles en Venezuela y en los Estados Unidos de América
causan impuestos de consumo. Durante los años 2007 y 2006, los montos de estos impuestos fueron
aproximadamente de $3.414 millones (Bs7.339.646 millones) ($2.901 millones en los Estados
Unidos de América y $513 millones en Venezuela, equivalentes a Bs6.237.470 millones y
Bs1.102.176 millones, respectivamente) y $4.556 millones (Bs9.795.400 millones) ($4.100 millones
en los Estados Unidos de América y $456 millones en Venezuela, equivalentes a Bs8.815.000
millones y Bs980.400 millones, respectivamente). En los Estados Unidos de América este impuesto
es pagado por el consumidor; por lo tanto se incluye como parte del precio de venta del producto, se
recauda y se entera a las entidades gubernamentales sin efecto en los resultados consolidados de la
Compañía. En Venezuela este impuesto lo paga PDVSA y lo reconoce como gastos de operación en
los estados consolidados de resultados.
(h)
Impuesto al Débito Bancario
En la Gaceta Oficial Nº 38.375, del 8 de febrero de 2006, se publicó la Ley que deroga el Impuesto
al Débito Bancario, la cual estuvo en vigencia a partir del 9 de febrero de 2006. Este impuesto se
aplicaba a transacciones bancarias y la tasa vigente hasta la fecha de su derogación fue de 0,50%.
57
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
(13) Propiedades, Plantas y Equipos
Las propiedades, plantas y equipos comprenden lo siguiente (en millones):
Dólares -
Maquinaria
y equipos
Unidades de
transporte
terrestre,
marítimas y
aéreas
Servicios de apoyo
industrial, de
campamento y
otros
Pozos e
instalaciones de
producción
Plantas y
facilidades de
refinación
Instalaciones de
almacenamiento y
transporte de
petróleo, crudo y gas
Costo:
Saldos al 31 de diciembre de 2005
39.868
10.301
6.895
3.942
11.500
1.671
5.715
5.698
85.590
Adquisiciones e incorporaciones
Transferencias y capitalizaciones
Ventas y desincorporaciones
Operación descontinuada
Obligaciones por retiro de activos
Otros
4.018
1.142
(50)
126
1
980
400
(85)
11
8
79
-
27
89
(3)
(651)
-
266
484
(45)
(2.546)
(4)
2
51
(3)
(67)
9
317
33
(50)
-
6.538
(2.278)
(156)
(166)
12.156
(101)
(3.555)
126
(149)
Saldos al 31 de diciembre de 2006
45.105
11.607
6.982
3.404
9.655
1.663
6.015
9.636
94.067
693
295
14
-
10
5
181
9.461
10.659
2.072
3.072
387
-
-
-
174
191
5.896
2.406
(237)
86
(327)
375
(190)
23
84
(2)
(181)
-
52
(27)
(13)
-
449
(123)
(279)
(7)
71
(13)
(5)
(17)
4.518
54
(4.626)
12
(3.491)
(20)
(29)
(186)
4.518
(612)
(5.133)
86
(502)
49.798
15.182
7.284
3.416
9.705
1.704
6.328
15.562
108.979
25.255
5.473
4.772
2.581
6.617
1.154
3.779
-
49.631
1.932
(29)
(80)
(18)
3
704
(65)
267
245
10
(1)
106
(1)
(220)
(1)
342
1
(26)
(1.468)
(13)
-
64
(3)
(66)
2
247
1
-
-
3.640
12
(59)
(1.819)
(93)
(18)
270
27.063
6.379
5.026
2.465
5.453
1.151
4.027
-
51.564
2.125
(19)
772
(142)
286
-
102
(17)
384
(99)
73
(10)
276
142
(9)
-
4.018
142
(296)
626
702
129
-
-
-
68
-
1.525
-
-
-
-
-
-
2.427
-
2.427
6
(8)
(8)
(24)
(95)
(3)
5
(131)
4
2
(2)
(1)
(2.584)
2
-
(2.812)
10
(8)
(27)
29.785
7.687
5.343
2.555
5.613
1.211
4.349
-
56.543
Total costo neto al 31 de diciembre de 2007
20.013
7.495
1.941
861
4.092
493
1.979
15.562
52.436
Total costo neto al 31 de diciembre de 2006
18.042
5.228
1.956
939
4.202
512
1.988
9.636
42.503
Adquisiciones e incorporaciones
Costo de activos provenientes de asociaciones
con terceros (véase la nota 9-a)
Costo de activos provenientes de entidades
del sector eléctrico (véase nota 10)
Transferencias y capitalizaciones
Ventas y desincorporaciones
Reclasificación a activos mantenidos para la venta
Obligaciones por retiro de activos
Otros
Saldos al 31 de diciembre de 2007
Terrenos,
edificios y
construcciones
Obras en
progreso
Totales
Depreciación y amortización:
Saldos al 31 de diciembre 2005
Depreciación y amortización
Depreciación operación descontinuada
Ventas y desincorporaciones
Operación descontinuada
Reverso de deterioro de activos (véase la nota 11)
Obligaciones por retiro de activos
Otros
Saldos al 31 de diciembre de 2006
Depreciación y amortización
Depreciación operación descontinuada
Ventas y desincorporaciones
Depreciación acumulada de activos provenientes
de asociaciones con terceros (véase la nota 9-a)
Depreciación acumulada de activos provenientes de entidades
del sector eléctrico (véase nota 10)
Reclasificación a activos mantenidos para la venta
(véase nota 10)
Deterioro (véase la nota 11)
Obligaciones por retiro de activos
Otros
Saldos al 31 de diciembre de 2007
58
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Bolívares Pozos e
instalaciones de
producción
Plantas y
facilidades
de refinación
Instalaciones de
almacenamiento y
transporte de
petróleo, crudo y gas
Terrenos,
edificios y
construcciones
Unidades de
transporte
terrestre,
marítimas y
aéreas
Maquinaria
y equipos
Servicios de apoyo
industrial, de
campamento y
otros
Obras en
progreso
Totales
Costo:
Saldos al 31 de diciembre de 2005
85.716.200
22.147.150
14.824.250
8.475.300
24.725.000
3.592.650
12.287.250
12.250.700
184.018.500
Adquisiciones e incorporaciones
Transferencias y capitalizaciones
Ventas y desincorporaciones
Operación descontinuada
Obligaciones por retiro de activos
Otros
8.638.700
2.455.300
(107.500)
270.900
2.150
2.107.000
860.000
(182.750)
23.650
17.200
169.850
-
58.050
191.350
(6.450)
(1.399.650)
-
571.900
1.040.600
(96.750)
(5.473.900)
(8.600)
4.300
109.650
(6.450)
(144.050)
246.916
681.550
70.950
(107.500)
-
14.056.700
(4.897.700)
(335.400)
(356.900)
26.135.400
(217.150)
(7.643.250)
270.900
(92.784)
Saldos al 31 de diciembre de 2006
96.975.750
24.955.050
15.011.300
7.318.600
20.758.250
3.803.016
12.932.250
20.717.400
202.471.616
1.489.950
634.250
30.100
(2.150)
23.650
10.750
389.150
20.341.150
22.916.850
4.454.800
6.604.800
832.050
-
-
-
374.100
410.650
12.676.400
5.172.900
(509.550)
806.250
(408.500)
180.600
(4.300)
111.800
(58.050)
965.350
(264.450)
152.650
(27.950)
9.713.700
116.100
-
(7.505.650)
(43.000)
9.713.700
(1.315.800)
184.900
(703.050)
49.450
(389.150)
-
(27.950)
-
(599.850)
(15.050)
(10.750)
(279.602)
(9.945.900)
25.800
107.065.700
32.641.300
15.660.600
7.342.250
20.867.900
3.648.114
13.605.200
54.298.250
11.766.950
10.259.800
5.549.150
14.226.550
2.481.100
4.153.800
(62.350)
(172.000)
(38.700)
6.450
1.513.600
(139.750)
574.050
526.750
21.500
(2.150)
227.900
(2.150)
(473.000)
(2.150)
736.366
2.150
(55.900)
(3.156.200)
(26.983)
(2.033)
137.600
(6.450)
(141.900)
4.300
58.185.450
13.714.850
10.805.900
5.299.750
11.723.950
2.474.650
4.552.896
(40.850)
1.659.800
(305.300)
614.900
-
219.300
(36.550)
825.600
(212.850)
156.950
(21.500)
1.345.900
1.509.300
277.350
-
-
12.900
(17.200)
(1.346)
(51.600)
(204.250)
(6.450)
10.750
64.037.750
16.527.050
11.487.450
Total costo neto al 31 de diciembre de 2007
43.027.950
16.114.250
Total costo neto al 31 de diciembre de 2006
38.790.300
11.240.200
Adquisiciones e incorporaciones
Costos de activos provenientes de asociaciones
con terceros (véase la nota 9-a)
Costos de activos provenientes de entidades
del sector eléctrico (véase nota 10)
Transferencias y capitalizaciones
Ventas y desincorporaciones
Reclasificación de activos mantenidos para la venta
(véase nota 10)
Obligaciones por retiro de activos
Otros
Saldos al 31 de diciembre de 2007
(62.350) (11.035.950)
184.900
(399.900) (1.322.352)
33.458.300
234.289.364
8.124.850
-
106.706.650
531.050
2.150
-
-
7.827.066
25.800
(126.850)
(3.910.850)
(198.983)
(38.700)
578.467
8.658.050
-
110.862.600
593.400
305.300
(19.350)
-
8.622.846
305.300
(636.400)
-
146.200
-
3.278.750
(281.650)
8.600
4.300
(4.300)
(2.150)
5.218.050
(5.555.600)
4.300
-
5.218.050
(6.045.800)
21.500
(17.200)
(42.196)
5.493.250
12.067.950
2.603.650
9.350.350
-
121.567.450
4.173.150
1.849.000
8.799.950
1.044.464
4.254.850
33.458.300
112.721.914
4.205.400
2.018.850
9.034.300
1.328.366
4.274.200
20.717.400
91.609.016
Depreciación y amortización:
Saldos al 31 de diciembre 2005
Depreciación y amortización
Depreciación operación descontinuada
Ventas y desincorporaciones
Operación discontinuada
Reverso de estimación para deterioro de activos
Obligaciones por retiro de activos
Otros
Saldos al 31 de diciembre de 2006
Depreciación y amortización
Depreciación operación descontinuada
Ventas y desincorporaciones
Depreciación acumulada de activos provenientes de
asociaciones con terceros (véase nota 9-a)
Depreciación acumulada de activos provenientes
de entidades del sector eléctrico (véase nota 10)
Reclasificación de activos disponibles para la venta (véase nota
Deterioro de activos (véase la nota 11)
Obligaciones por retiro de activos
Otros
Saldos al 31 de diciembre de 2007
59
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Durante el año 2007, PDVSA incrementó su participación en Petrozuata y en los Proyectos Cerro Negro y
Hamaca, debido fundamentalmente a que dos de sus anteriores socios decidieron no participar en el
proceso de migración de los Convenios de Asociación de la Faja Petrolífera del Orinoco a empresas
mixtas. Ante esta situación, la Compañía incorporó los siguientes valores de activos productivos, que se
presentan formando parte de las adquisiciones e incorporaciones de ese mismo año (véase nota 9-a):
Costo
Depreciación
acumulada
Dólares
Valor
Neto
3.545
840
1.511
907
341
277
2.638
499
1.234
7.621.750
1.806.000
3.248.650
1.950.050
733.150
595.550
5.671.700
1.072.850
2.653.100
5.896
1.525
4.371
12.676.400
3.278.750
9.397.650
Entidad o Proyecto
Petrozuata
Cerro Negro
Hamaca
Costo
Depreciación
acumulada
Bolívares
Valor
Neto
Como resultado del proceso de migración de convenios operativos a empresas mixtas, durante el año 2006
la Compañía incorporó activos productivos por $4.991 millones (Bs10.730.650 millones), los cuales se
presentan formando parte de las adquisiciones e incorporaciones de ese mismo año (véase la nota 9-b).
En el rubro de “otros”, de las propiedades plantas y equipos, se incluyen $373 millones
(Bs801.950 millones) correspondiente a ajustes que efectuaron las siguientes empresas mixtas filiales de
CVP para disminuir el valor inicial de los activos reconocidos como resultado del proceso de migración a
empresas mixtas: Boquerón, S.A. ($340 millones, Bs731.000 millones); Petroguárico, S.A. ($14 millones,
Bs30.100 millones); y Petrokariña, S.A. ($19 millones, Bs40.850 millones). Estos ajustes se efectuaron
durante el año 2007 con cargo a los rubros de aporte adicional del Accionista e intereses minoritarios del
patrimonio (véase la nota 20).
Durante el año 2007, la Compañía efectuó las respectivas evaluaciones de deterioro y, considerando las
nuevas condiciones del mercado y de los negocios relacionados, identificó la necesidad de reconocer
$10 millones (Bs21.500 millones) por deterioro, principalmente relacionados con ciertos activos de
producción, comercialización y transporte de gas. En el año 2006, y como resultado de estas evaluaciones,
se revirtieron $93 millones (Bs198.983 millones) de pérdidas por deterioro de activos que se habían
reconocido en períodos previos.
Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, la Compañía presenta cargos por mantenimientos mayores y
reparaciones generales que son considerados como un componente separado de los activos por
$1.542 millones y $816 millones (Bs3.312.704 millones y Bs1.754.273 millones), respectivamente,
incluidos como propiedades, plantas y equipos, principalmente, en plantas y facilidades de refinación
(véase la nota 3-d).
Durante los años 2007 y 2006, se capitalizaron intereses por financiamiento por $328 millones y
$16 millones (Bs704.383 millones y Bs34.660 millones), respectivamente.
Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, la Compañía presenta cargos por arrendamientos financieros incluidos
como propiedades, plantas y equipos, por $605 millones y $239 millones (Bs1.300.750 millones y
Bs513.850 millones), respectivamente (véase la nota 26).
60
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Obras en Progreso
El saldo de las obras en progreso está compuesto, principalmente, por programas de inversión para trabajos
de perforación, mantenimiento mayor, sistemas eléctricos, tendidos de tuberías, reacondicionamientos y
adecuaciones de pozos, ampliación e infraestructura, destinados a mantener la capacidad de producción y
adecuar las instalaciones a los niveles de producción establecidos en el plan de negocios de la Compañía.
Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las obras en progreso por los conceptos antes mencionados
es de aproximadamente $8.236 millones y $4.969 millones (Bs17.709.720 millones y
Bs10.684.829 millones), respectivamente. Adicionalmente, las obras en progreso incluyen varios
proyectos en ejecución que serán capitalizados como propiedades, plantas y equipos a la fecha de su
incorporación a las operaciones, siendo los más importantes los siguientes:
(a)
El proyecto Gas Anaco, tiene como objetivo incrementar la producción de gas para satisfacer la
demanda interna. Actualmente, está en proceso la perforación de los pozos exploratorios localizados
en el norte de Anaco, en el Estado Anzoátegui. Este proyecto incluye el diseño y construcción de
facilidades para incrementar la producción diaria a 2.400 millones de pies cúbicos diarios (MMPCD)
de gas y 35 mil barriles diarios (MBD) de crudo liviano. La inversión total estimada en este
proyecto es $2.433 millones (Bs5.231.928 millones). Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo
de estas obras en progreso es aproximadamente $1.032 millones y $612 millones
(Bs2.219.410 millones y Bs1.314.740 millones), respectivamente.
(b)
El proyecto Interconexión Centro Oriente-Occidente (ICO), tiene como objetivo conectar los
sistemas de transmisión de gas natural de la región central y este de Venezuela (Anaco, Estado
Anzoátegui - Barquisimeto, Estado Lara) con el sistema de transmisión en el oeste del país
(Ulé, Estado Zulia - Amuay, Estado Falcón), con la finalidad de cubrir la demanda de gas en el
occidente del país, expandir la entrega de gas a otras regiones y ciudades dentro de la Nación y
promover el desarrollo industrial y comercial en las áreas cercanas a la construcción de este sistema
de transmisión. La inversión estimada en este proyecto es $530 millones (Bs1.139.804 millones) y
se espera que finalice en el año 2008. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de estas obras en
progreso es aproximadamente $436 millones y $242 millones (Bs937.534 millones y
Bs519.993 millones), respectivamente.
(c)
El proyecto de gas de la Plataforma Deltana, contempla la participación de terceras partes para
culminar la exploración y futuro desarrollo del área. PDVSA completó la fase inicial del proyecto,
incluyendo estudios sísmicos 3D y la perforación de cuatro pozos exploratorios que finalizaron en
julio de 2003, con resultados exitosos en tres de éstos. La inversión total estimada para este proyecto
es de $3.810 millones (Bs8.191.500 millones), incluyendo la participación de PDVSA. Se ha
establecido que los bloques 1 y 5 se mantienen en reserva para futuros negocios. Al 31 de diciembre
de 2007 y 2006, el saldo de estas obras en progreso es aproximadamente $161 millones y
$157 millones (Bs346.150 millones y Bs337.550 millones), respectivamente. Véase la nota 9-c.
61
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
(d)
El proyecto de Gasoducto Transcaribeño Antonio Ricaurte, se inició durante el año 2006 para el
intercambio gasífero entre Venezuela y Colombia, y contempla seguir la ruta Puerto de Ballena, en
Colombia, hasta la Costa Oriental del Lago de Maracaibo, en Venezuela. Tendrá un costo
aproximado de $473 millones (Bs1.016.950 millones) con una longitud aproximada de
225 kilómetros. Los primeros cuatro años transportará gas desde Colombia hasta Venezuela y,
posteriormente, desde Venezuela hacia Colombia. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de
las obras en progreso es aproximadamente $461 millones y $114 millones (Bs991.037 millones y
Bs245.720 millones), respectivamente.
(e)
El proyecto Complejo Criogénico de Occidente (CCO), tiene por objetivo optimizar el esquema de
procesamiento del gas natural en la región occidental del país. La inversión estimada para este
proyecto es $926 millones (Bs1.990.500 millones). Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de
la obras en progreso es aproximadamente $197 millones y $108 millones (Bs422.834 millones y
Bs232.366 millones), respectivamente.
(f)
El proyecto Gran Delta Caribe Oriental, anteriormente identificado como Complejo Industrial Gran
Mariscal de Ayacucho (CIGMA), comprende la construcción de una infraestructura en Güiria,
Estado Sucre, para el desarrollo e industrialización del gas natural proveniente de la costa afuera
oriental. El costo total de la obra se estima en $371 millones (Bs798.610 millones) y los ingresos del
proyecto estarán constituidos por la venta de parcelas de uso industrial desarrolladas y dotadas de
todos los servicios. En este complejo se recibirán las diferentes corrientes de gas provenientes de los
proyectos de desarrollo de gas costa afuera nor-oriental, incluyendo Plataforma Deltana, Mariscal
Sucre y otros planificados a mediano y largo plazo. Estos volúmenes de gas serán destinados, en
primer lugar, a abastecer los requerimientos del mercado interno venezolano y los planes nacionales
de industrialización. Los volúmenes excedentes de gas serán exportados como Gas Natural Licuado
(GNL). El alcance de este proyecto incluye también la instalación de la planta de GNL, requerida
para este propósito. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las obras en progreso es
aproximadamente $170 millones y $33 millones (Bs366.009 millones y Bs70.651 millones),
respectivamente.
(g)
El proyecto Mariscal Sucre de Gas Natural Licuado, tiene como objetivo el desarrollo y explotación
de las reservas de gas no asociado costa afuera; así como también, la construcción de una planta de
GNL, que contempla una producción de gas de 1.200 millones de pies cúbicos natural diarios
(MMPCND) y el procesamiento de 4,7 millones de toneladas métricas por año (MMT/A) de GNL;
300 MMPCD de gas metano que estará dirigido a satisfacer la demanda del mercado interno y el
resto será exportado. La inversión requerida para el desarrollo de los campos costa afuera, la planta
de GNL y la infraestructura asociada se estima en $2.700 millones (Bs5.805.000 millones). Al 31 de
diciembre de 2007 y 2006, el saldo de estas obras en progreso es aproximadamente $136 millones y
$32 millones (Bs291.933 millones y Bs68.575 millones), respectivamente.
62
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
(h)
El proyecto Jose 250, tiene por objetivo incrementar la capacidad de procesamiento de gas asociado
generado en los campos de San Joaquín, Jusepín y Pirital del oriente del país, para satisfacer la
demanda del mercado doméstico y el suministro de gas inyectado a los procesos de recuperación
secundaria de los campos petroleros del norte del Estado Monagas. El proyecto consiste en la
construcción de tres nuevas plantas de extracción líquida, una unidad de fraccionamiento, expansión
del Terminal Marino del Condominio Jose; así como la construcción y expansión de tuberías para
GNL. La inversión total estimada en este proyecto es $664 millones (Bs1.427.600 millones) y se
estima que el proyecto culmine en el año 2009. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de estas
obras en progreso es aproximadamente $77 millones y $21 millones (Bs164.620 millones y
Bs44.627 millones), respectivamente.
(i)
El proyecto Integral Ceuta - Tomoporo, tiene como objetivo maximizar la recuperabilidad del valor
de las reservas de crudo del campo Ceuta - Tomoporo en el occidente del país, el cual tiene reservas
estimadas de 1.000 millones de barriles de petróleo crudo de 23,6° API. El costo total estimado del
proyecto es $3.870 millones (Bs8.319.437 millones), con un promedio de producción de petróleo
crudo entre 90 MBD y 277 MBD, y se estima que el proyecto de desarrollo de estas reservas culmine
en el año 2021. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de estas obras en progreso es
aproximadamente $379 millones y $253 millones (Bs815.211 millones Bs544.334 millones),
respectivamente.
(j)
El proyecto de Reemplazo Planta TJ1, tiene como objetivo soportar adecuadamente los niveles de
producción de gas previstos en el plan de negocios para el área central de Tía Juana en el occidente
del país, disminuir las mermas operacionales de gas, lograr ahorro de 44% en el consumo de gas
combustible y disminuir los altos costos de operación y mantenimiento. El costo total estimado del
proyecto es $180 millones (Bs384.469 millones), y se estima que culmine para el año 2008. Durante
el año 2007 se realizaron capitalizaciones parciales de saldos invertidos previamente. Al 31 de
diciembre de 2007 y 2006, el saldo de estas obras en progreso es aproximadamente $17 millones y
$164 millones (Bs36.359 millones y Bs353.574 millones), respectivamente.
(k)
El proyecto Planta Termoeléctrica y Obras de Interconexión, tiene por objeto incrementar la
capacidad de generación y transmisión eléctrica en el occidente del país, para proyectos mayores
como el Complejo Criogénico de Occidente y el Integral Ceuta - Tomoporo. El proyecto consiste en
el diseño, procura, construcción, instalación y puesta en servicio de una planta de generación
eléctrica de ciclo combinado, con capacidad para generar 500 millones de vatios (MW), en un primer
módulo, y previsiones de expansión futura de 500 MW adicionales y obras de interconexión para
400.000, 230.000 y 115.000 voltios; lo que permitirá transportar la energía desde el sitio de
construcción de la planta hasta la Costa Oriental del Lago. La inversión total estimada en este
proyecto es $1.125 millones (Bs2.419.510 millones), y se estima culminar para el año 2009. Al 31
de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente $176 millones y
$15 millones (Bs378.368 millones y Bs31.768 millones), respectivamente.
63
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
(l)
El proyecto de Fraccionamiento Craqueo Catalítico (FCC) - Cardón, tiene como objetivo reemplazar
el conjunto reactor/despojador de la unidad de FCC de la Refinería Cardón. El proyecto consiste en
la adecuación de la zona de reacción a las nuevas tecnologías desarrolladas para maximizar los
beneficios de este tipo de unidades, tomando en cuenta las tendencias y ventajas del mercado local e
internacional. Este proyecto permitirá implantar las tecnologías requeridas para garantizar la
extensión de la vida útil de equipos críticos en la planta, bajo el escenario de exigencias de calidad
de productos más restrictivas y maximizar ingresos por el incremento de carga a la unidad de FCC,
lo cual a su vez permitirá aprovechar al máximo la infraestructura existente. La inversión total
estimada en este proyecto es $407 millones (Bs875.050 millones), y se estima culminar en el año
2008. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente
$324 millones y $159 millones (Bs695.585 millones y Bs342.212 millones), respectivamente.
(m)
El proyecto de Conversión Profunda en la Refinería Puerto La Cruz, tiene como objeto maximizar la
capacidad de procesamiento de crudos pesados y extra pesados para cubrir la demanda interna y
exportar combustible. El proyecto consiste en el diseño, procura, construcción, instalación y puesta
en servicio de unidades para procesar 210 MBD de crudo. La inversión total estimada en este
proyecto es $1.600 millones (Bs3.440.000 millones), y se estima culminar en el año 2011. Al 31 de
diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente $129 millones y
$20 millones (Bs276.826 millones y Bs43.986 millones), respectivamente.
(n)
El proyecto de Expansión Refinería El Palito, tiene como objetivo la adecuación de esta refinería
para el procesamiento de 140 MBD de crudo pesado y extra pesado con mínima producción de
residuales, garantizando la producción de productos livianos (gasolinas/destilados) con calidad de
exportación, y mejorar el margen de refinación en armonía con el ambiente y el entorno social de la
instalación. Este proyecto está orientado hacia el aumento del procesamiento de crudo pesado y
extra pesado en el parque refinador nacional y permitirá cambiar la dieta de la refinería de crudos de
28° API a 22° API. La inversión total estimada en este proyecto es $2.000 millones (Bs4.299.177
millones), y se estima culminar en el año 2011. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las
obras en progreso es aproximadamente $33 millones y $9 millones (Bs70.872 millones y Bs19.586
millones), respectivamente.
(o)
El proyecto Gas Natural Vehicular (GNV), tiene como objetivo alcanzar el equilibrio socio económico del país, a través del uso del gas. Durante la primera etapa del programa 2006 - 2009, se
contempla la reactivación de 148 puntos de expendios de GNV en estaciones de servicio (E/S)
existentes; así como también, la construcción de 350 nuevos puntos de expendios, para alcanzar en la
primera etapa 498 E/S de GNV. Adicionalmente, el programa incluye la conversión de 171.000
unidades de transporte público, privados y de entes gubernamentales. Con la puesta en marcha de
este programa, se ahorraran 56 MBD de gasolina y 1 MBD de diesel en el consumo interno de
combustible líquido, lo que permitirá incrementar las exportaciones de estos productos. La inversión
total estimada en este proyecto es $921 millones (Bs1.980.764 millones). Durante el año 2007 se
realizaron capitalizaciones parciales de saldos invertidos previamente. Al 31 de diciembre de 2007 y
2006, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente $23 millones y $38 millones (Bs49.365
millones y Bs81.846 millones), respectivamente.
64
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
(p)
El proyecto Plan de Recuperación Extraordinario de Mantenimiento en las Instalaciones de
Occidente (PREMIO), tiene como objetivo mejorar las instalaciones y activos operacionales de
exploración y producción en el occidente del país, mediante actividades de mantenimiento mayor y
adquisición de equipos, para garantizar el incremento en los niveles de producción establecidos en el
plan de negocios de la Compañía (Plan Siembra Petrolera). El proyecto se inició durante el año
2006, con una inversión total estimada de $2.047 millones (Bs4.401.050 millones) y su culminación
está prevista para el año 2008. Durante el año 2007 se realizaron capitalizaciones parciales de los
saldos invertidos durante los años 2006 y 2007. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las
obras en progreso es aproximadamente $1 millón y $668 millones (Bs2.423 millones y
Bs1.436.200 millones), respectivamente.
(q)
El proyecto de construcción y adquisición de buques, tiene como objetivo el diseño, procura,
construcción y equipamiento de 42 buques tanqueros, orientados al transporte de petróleo crudo y
productos refinados, que garanticen el cumplimiento de la política de diversificación de mercados, a
fin de fortalecer la flota propia en concordancia con el plan de negocios de la Compañía (Plan
Siembra Petrolera). La primera fase contempla alianzas con empresas y astilleros ubicados en
Argentina, Brasil e Irán, para la construcción de 16 buques tanqueros, con una capacidad total
aproximada de 6,8 millones de barriles, paralelamente con el desarrollo y modernización del astillero
en Venezuela. La inversión total estimada en este proyecto es $1.115 millones (Bs2.396.175
millones), y se estima culminar en el año 2013. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo de las
obras en progreso es aproximadamente $304 millones y $18 millones (Bs654.072 millones y
Bs38.034 millones), respectivamente.
65
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
(14) Inversiones en Afiliadas
Las inversiones en afiliadas contabilizadas bajo el método de participación patrimonial, se resumen a
continuación:
2007
2006
Porcentaje de
participación
%
Afiliadas en el exterior:
Estados Unidos de América:
Participación de CITGO en sus afiliadas
Chalmette Refining, L.L.C. (Chalmette Refining)
Merey Sweeny, L.P. (Merey Sweeny)
Islas Vírgenes - Hovensa L.L.C. (Hovensa)
Alemania:
Ruhr Oel GmbH (Ruhr)
Suecia:
AB Nynäs Petroleum (Nynäs)
Otras:
PDV Cupet, S.A.
Petrolera del Cono Sur, S.A.
Afiliadas de Bitúmenes Orinoco, S.A. (BITOR)
Afiliadas de PDVSA América, S.A.
Afiliadas en Venezuela:
Petrozuata (véanse las notas 3-a y 9-a)
Ceras de Venezuela, C.A. (Ceraven)
Propilenos de Falcón, C.A. (Profalca)
Quiriquire Gas, S.A.
Gas Guárico, S.A.
Otras
(*)
31 de diciembre de
2007
2006
2007
2006
Participación patrimonial
Dólares
Bolívares
(en millones)
(*)
(*)
50
50
50
50
50
50
77
440
46
845
1.408
170
392
52
964
1.578
165.550
948.600
98.900
1.821.750
3.034.800
362.266
844.397
111.452
2.072.323
3.390.438
50
50
200
179
430.359
384.001
50
50
226
183
486.900
393.121
49
46
49
46
(*)
(*)
(*)
95
18
5
2
98
15
5
-
204.650
38.700
10.750
4.300
210.684
32.250
10.750
-
1.954
2.058
4.210.459
4.421.244
31
78
21
4
314
10
31
70
19
1
66.650
167.700
45.150
8.600
675.088
21.070
66.165
151.468
40.442
2.317
134
2.088
445
2.503
288.100
4.498.559
956.550
5.377.794
-
35
40
30
50
49
35
40
30
(*)
(*)
Porcentajes de participación que oscilan entre 20% y 50% en varias afiliadas.
66
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
A continuación se resume la información de las inversiones de PDVSA en afiliadas (en millones):
31 de diciembre de
2007
2006
2007
2006
Dólares
Bolívares
Inversiones en afiliadas (véase la nota 28)
Participación patrimonial en resultados
netos de afiliadas (véase la nota 28)
Desincorporación de afiliadas
Efecto por desincorporación de afiliadas de
Pequiven
Efecto por desincorporación de la inversion
en LYONDELL-CITGO
Incorporación de nuevas afiliadas
Dividendos recibidos de afiliadas
Efecto por consolidación de Petrozuata
(véase la nota 9-a)
Inversiones, netas de efectos por conversión
2.088
733
(115)
-
2.503
4.498.559
5.377.794
1.120
-
1.577.603
(247.250)
2.411.135
-
(580)
-
(1.247.000)
(635)
(342)
202
(1.236)
(1.365.932)
(735.300)
434.300
(2.657.400)
(374)
(24)
(103)
(804.100)
(48.659)
(228.521)
Entre enero y febrero de 2007, CITGO vendió su participación de 6,8% y 15,8% en Explorer Pipeline
Company y Colonial Pipeline Company, respectivamente.
Por esta venta, CITGO recibió
aproximadamente $756 millones en efectivo (Bs1.625.400 millones) y reconoció una ganancia por la venta
de esta inversión de $641 millones (Bs1.378.150 millones).
En agosto de 2006, CITGO vendió su participación de 41,25% en LYONDELL-CITGO, con fecha efectiva
31 de julio de 2006. Por esta venta, CITGO recibió $1.774 millones (Bs3.814.100 millones) en efectivo y,
reconoció una ganancia, por la venta de esta inversión de $1.432 millones (Bs3.078.800 millones).
Adicionalmente, CITGO también recibió un pago de una cuenta por cobrar de LYONDELL-CITGO por
$35 millones (Bs75.250 millones), e intereses relacionados por $4 millones (Bs8.600 millones).
67
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
A continuación se presenta un resumen de la información financiera combinada de las afiliadas en el
exterior y en Venezuela (en millones):
Dólares 31 de diciembre de
Venezuela
Situación financiera:
Activo no corriente
Activo corriente
Pasivo no corriente
Pasivo corriente
Patrimonio neto
Resultados de operaciones
del año:
Ventas
Ganancia operativa
Ganancia neta
2007
Exterior
Total
Venezuela
2006
Exterior
Total
1.003
580
(940)
(282)
5.716
3.842
(2.062)
(3.507)
6.719
4.422
(3.002)
(3.789)
3.660
993
(2.253)
(873)
6.551
2.613
(3.151)
(2.561)
10.211
3.606
(5.404)
(3.434)
361
3.989
4.350
1.527
3.452
4.979
1.486
680
132
25.687
1.943
1.284
27.173
2.623
1.416
1.627
843
413
26.474
2.656
2.061
28.101
3.499
2.474
Bolívares 31 de diciembre de
Situación financiera:
Activo no corriente
Activo corriente
Pasivo no corriente
Pasivo corriente
Patrimonio neto
Resultados de operaciones
del año:
Ventas
Ganancia operativa
Ganancia neta
Venezuela
2007
Exterior
Total
Venezuela
2006
Exterior
Total
2.156.308
1.246.171
(2.021.776)
(605.615)
12.289.671
8.259.633
(4.432.961)
(7.540.580)
14.445.979
9.505.804
(6.454.737)
(8.146.195)
7.869.000
2.134.950
(4.843.950)
(1.876.950)
14.084.650
5.617.950
(6.774.650)
(5.506.150)
21.953.650
7.752.900
(11.618.600)
(7.383.100)
775.088
8.575.763
9.350.851
3.283.050
7.421.800
10.704.850
3.195.452
1.432.112
284.654
55.227.369
4.177.885
2.760.721
58.422.821
5.609.997
3.045.375
3.498.050
1.812.450
887.950
56.919.100
5.710.400
4.431.150
60.417.150
7.522.850
5.319.100
68
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
(15) Cuentas por Cobrar a Largo Plazo y Otros Activos
Las cuentas por cobrar a largo plazo y otros activos comprenden lo siguiente (en millones):
31 de diciembre de
2007
2006
2007
2006
Dólares
Bolívares
Cuentas por cobrar a largo plazo a
entidades relacionadas (véase
la nota 28)
Entes ejecutores del FONDESPA
(veánse las notas 16 y 28)
Cuentas por cobrar a largo plazo convenios energéticos (véase
la nota 9-d)
Materiales y suministros (véase
la nota 17)
Edificaciones usadas por entes
gubernamentales (véase la nota 28)
Otros
69
2.013
1.483
4.328.869
3.186.894
836
882
1.797.981
1.896.300
979
707
2.105.327
1.520.050
69
45
148.248
96.884
82
504
87
455
176.340
1.083.869
187.781
977.977
4.483
3.659
9.640.634
7.865.886
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, la Compañía determinó y ajustó a su valor razonable los saldos por
cobrar a cada uno de los entes ejecutores de los programas y proyectos; así como también las cuentas por
cobrar a largo plazo convenios energéticos, reconociendo pérdidas por $446 millones y $822 millones,
(Bs960.893 millones y Bs1.767.700 millones), respectivamente, que se incluyen en los estados
consolidados de resultados en el rubro otros (ingresos) egresos, neto. A continuación se muestra un
resumen de los ajustes al valor razonable al 31 de diciembre de 2007 y 2006 (en millones):
Dólares Valor
contractual
Valor
razonable
2.195
836
1.359
126
1.934
979
955
320
4.129
1.815
2.314
446
2.115
882
1.233
292
1.342
707
635
530
3.457
1.589
1.868
822
Valor
contractual
Valor
razonable
4.719.655
1.797.981
2.921.672
270.743
4.159.157
2.104.506
2.054.654
690.150
8.878.812
3.902.487
4.976.326
960.893
4.547.231
1.896.300
2.650.931
628.200
2.884.551
1.520.050
1.364.501
1.139.500
7.431.782
3.416.350
4.015.432
1.767.700
31 de diciembre de 2007:
Entes ejecutores del FONDESPA
Cuentas por cobrar a largo plazo convenios energéticos
31 de diciembre de 2006:
Entes ejecutores del FONDESPA
Cuentas por cobrar a largo plazo convenios energéticos
Ajuste al valor razonable
acumulado
del año
Bolívares -
31 de diciembre de 2007:
Entes ejecutores del FONDESPA
Cuentas por cobrar a largo plazo convenios energéticos
31 de diciembre de 2006:
Entes ejecutores del FONDESPA
Cuentas por cobrar a largo plazo convenios energéticos
70
Ajuste al valor razonable
acumulado
del año
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
(16) Efectivo Restringido
El efectivo restringido comprende lo siguiente (en millones):
31 de diciembre de
2007
2006
2007
2006
Dólares
Bolívares
Fideicomisos suscritos con el Banco de Desarrollo
Económico y Social de Venezuela (BANDES), para
programas y proyectos sociales (véase la nota 28):
Fondo para el Desarrollo Económico y Social
del País (FONDESPA)
Convenio Integral de Cooperación con la
República Argentina (véase la nota 9-d)
686
924
1.475.674
1.985.744
12
72
26.686
155.291
698
996
1.502.360
2.141.035
805
766
1.730.750
1.646.768
14
16
29.348
35.452
1.728
479
3.714.309
1.028.358
1
98
2.516
211.047
50
2
11
3
107.391
3.435
26.197
4.906
Menos, porción corriente
3.298
1.555
2.369
441
7.090.109
3.341.005
5.093.763
948.649
Porción a largo plazo
1.743
1.928
3.749.104
4.145.114
Fondo para la Estabilización Macroeconómica
(FEM) (véase la nota 28)
Fideicomiso suscrito con Banfoandes, Banco
Universal, C.A. (BANFOANDES), para la
construcción y acondicionamiento de
módulos asistenciales para la Misión Barrio
Adentro (véase la nota 28)
Fondos para los proyectos de crudo extrapesado
en la Faja Petrolífera del Orinoco (véanse las
notas 9-a, 33-a y 33 -b)
Acuerdo de Cooperación Energética de Caracas
suscrito con la República Oriental del Uruguay
(véase la nota 9-d)
Cuenta de liquidez de PDVSA Finance Ltd. y
CITGO (véase la nota 21)
Otros
71
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Fideicomisos en el BANDES
Con base en la nueva responsabilidad social que corresponde a PDVSA, se han constituido los siguientes
fideicomisos con el BANDES para atender básicamente programas y proyectos sociales, obras, bienes y
servicios destinados al desarrollo de infraestructura, actividad agrícola, vialidad, salud y educación en el
país:
a)
FONDESPA, aprobado en Asamblea de Accionista de fecha 23 de enero de 2004, constituido en
dólares y conformado por los ingresos extraordinarios provenientes de la exportación de petróleo
crudo y sus productos que excedieron el precio promedio presupuestado por barril, netos de regalías,
impuestos y otros gastos directos, en los años 2004 y 2005. En el año 2006 se efectuó un aporte
extraordinario por $229 millones (Bs491.813 millones) para garantizar el cumplimiento de los
compromisos de proyectos previamente aprobados. Este fondo no recibió aportes durante el año
2007.
b)
Convenio Integral de Cooperación con la República Argentina, producto de la firma del Convenio
Integral de Cooperación entre la República Bolivariana de Venezuela y la República Argentina, en
reunión de Junta Directiva de PDVSA, efectuada el 15 de julio de 2004, se aprobó la constitución de
este fideicomiso en dólares. Dicho fideicomiso estará conformado por las cantidades de dinero y
títulos valores provenientes de la cobranza a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista
Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA), empresa energética estatal Argentina, por las ventas de
petróleo crudo y sus productos que PDVSA efectúe de acuerdo con el convenio (véase la nota 9-d).
Los fondos estarán restringidos para efectuar pagos a las empresas ubicadas en la República
Argentina por las importaciones de bienes y servicios provenientes de ese país. Durante los años
2007 y 2006, se efectuaron aportes a este fideicomiso por $101 millones y $96 millones (Bs217.150
millones y Bs207.079 millones), respectivamente, véase la nota 28.
72
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Las operaciones relacionadas con el FONDESPA son controladas y reflejadas en los estados financieros
consolidados a través de la filial CVP. Las asignaciones a los entes ejecutores de los proyectos son
contabilizados por CVP como cuentas por cobrar a largo plazo (véase la nota 15), o como egresos, en la
medida que se efectúan los desembolsos de acuerdo con las condiciones establecidas en los respectivos
contratos. Un resumen de la información financiera en el FONDESPA, comprende lo siguiente
(en millones):
31 de diciembre de
2007
2006
2007
2006
Dólares
Bolívares
Activos:
Efectivo
Cuentas por cobrar a largo plazo, netas
(véase la nota 15)
686
924
1.475.674
1.985.828
836
882
1.797.981
1.896.300
1.522
1.806
3.273.655
3.882.128
4.229
4.229
9.091.813
9.091.813
Resultado acumulado al inicio del año
Resultados del año
(2.423)
(284)
(1.262)
(1.161)
(5.209.685)
(608.473)
(2.713.936)
(2.495.749)
Resultado acumulado al final del año
(2.707)
(2.423)
(5.818.158)
(5.209.685)
1.522
1.806
3.273.655
3.882.128
Total activos
Aportes:
Aportes efectuados acumulados
Total aportes netos
Años terminados el 31 de diciembre de
2007
2006
2007
2006
Dólares
Bolívares
Resultado de operaciones:
Intereses ganados
Comisiones y gastos, netos
Gastos para el desarrollo social
(véase la nota 28)
Ajuste al valor razonable de las
cuentas por cobrar a largo plazo
(véase la nota 15)
Resultado neto de operaciones
73
39
(2)
74
(4)
86.300
(5.059)
158.229
(7.087)
(195)
(939)
(418.971)
(2.018.691)
(126)
(292)
(270.743)
(628.200)
(284)
(1.161)
(608.473)
(2.495.749)
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Fondo para la Estabilización Macroeconómica (FEM)
En noviembre de 2003, el Gobierno Nacional constituyó el FEM, con el objetivo de promover la
estabilidad de los gastos del Estado en los niveles nacional, estatal y municipal, frente a las fluctuaciones
de los ingresos ordinarios. De acuerdo con la Ley, PDVSA realizó aportes en dólares hasta el año 2003
sobre la base de los ingresos adicionales de origen petrolero, determinados por 50% de la diferencia en
exceso entre los ingresos por exportación de petróleo crudo y sus productos y el promedio de dichos
ingresos recaudados en los últimos tres años calendario, después de deducir los impuestos relacionados con
tales ingresos. La Ley y sus reformas no han previsto aportes adicionales desde el año 2004.
Los recursos del FEM pueden ser usados en caso de suceder una disminución en los ingresos fiscales,
cualquiera sea su origen, con relación al promedio de dichos ingresos recaudados en los últimos tres años
calendario o en caso de estado de emergencia económica decretado de conformidad con la Constitución de
la República Bolivariana de Venezuela. Para el retiro de los recursos del FEM por parte de las entidades
titulares, se informará a la Comisión Permanente de Finanzas de la Asamblea Nacional; así como también,
a la Contraloría General de la República, y se iniciará el respectivo trámite descrito en la Ley.
Durante 2007 y 2006, este fondo originó ingresos financieros por $39 millones (Bs83.986 millones) en
cada año, que se incluyen en los estados consolidados de resultados en el rubro otros (ingresos) egresos,
neto.
Fideicomiso suscrito con BANFOANDES, para la Construcción y Acondicionamiento de Módulos
Asistenciales para la Misión Barrio Adentro
El 24 de marzo de 2005, la Junta Directiva de PDVSA aprobó la constitución de un fideicomiso entre
Palmaven, S.A. (filial de PDVSA) y BANFOANDES. Dicho fideicomiso se creó el 20 de junio de 2005 y
está destinado a la creación de 1.000 módulos de asistencia médica para la Misión Barrio Adentro. Este
fideicomiso fue constituido con un aporte inicial de $23 millones (Bs49.450 millones) y tendrá una
duración de un año, prorrogable, automáticamente, por períodos iguales (véase la nota 28). Durante los
años 2007 y 2006 este fideicomiso no recibió aportes adicionales de PDVSA.
74
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Fondos para los Proyectos de Crudo Extrapesado en la Faja Petrolífera del Orinoco
Corresponde a fondos depositados en instituciones financieras en el exterior, restringidos para cumplir
compromisos relacionados con el financiamiento recibido para el desarrollo de los proyectos de producción
y mejoramiento del crudo extrapesado de la Faja Petrolífera del Orinoco. A continuación un detalle de
estos fondos al 31 de diciembre de 2007 y 2006 (en millones):
Menos porción a largo plazo
31 de diciembre de
2007
2006
2007
2006
Dólares
Bolívares
656
1.411.083
260
89
557.683
191.635
448
205
962.606
440.380
364
185
782.937
396.343
1.728
479
3.714.309
1.028.358
230
123
496.239
263.060
Porción corriente
1.498
Petrozuata
Proyecto Hamaca
Proyecto Sincor
Proyecto Cerro Negro
356
3.218.070
765.298
Acuerdo de Cooperación Energética suscrito con la República Oriental del Uruguay
Como resultado de este acuerdo, suscrito en el año 2005, PDVSA se compromete a suministrar petróleo
crudo, productos refinados y gas licuado de petróleo (GLP) a la República Oriental del Uruguay (véase la
nota 9-d). Durante el año 2005, se efectuó un aporte inicial por $44 millones (Bs94.600 millones) en una
cuenta de una institución financiera ubicada en la República Oriental del Uruguay, en la cual serán
depositadas las cobranzas a la Administradora Nacional de Combustibles, Alcohol y Portland (ANCAP),
empresa petrolera de la República Oriental del Uruguay, provenientes de las ventas relacionadas con este
acuerdo. Estos fondos están restringidos para realizar pagos a las empresas ubicadas en la República
Oriental del Uruguay, por las importaciones de bienes y servicios provenientes de ese país. Durante los
años 2007 y 2006, se efectuaron aportes a este fondo por $24 millones y $191millones (Bs51.600 millones
y Bs410.650 millones), respectivamente (véanse las notas 9-d y 28).
Cuenta de Liquidez de PDVSA Finance, Ltd. y CITGO
Corresponde a la “cuenta de liquidez”, cuya constitución se encuentra establecida en el convenio suscrito
con las instituciones financieras para la emisión de bonos, la cual está integrada por efectivo y depósitos a
plazos, incluyendo los intereses devengados sobre estos montos.
75
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
(17) Inventarios
A continuación se presenta un resumen de los inventarios (en millones):
31 de diciembre de
2007
2006
2007
2006
Dólares
Bolívares
Materiales y suministros, neto
Petróleo crudo y sus productos
Menos, materiales y suministros
clasificados en otros activos
no corrientes (véase la nota 15)
1.011
7.528
718
6.330
2.172.188
16.184.836
1.542.180
13.604.777
8.539
7.048
18.357.024
15.146.957
69
45
148.248
96.884
8.470
7.003
18.208.776
15.050.073
(18) Documentos y Cuentas por Cobrar
Los documentos y cuentas por cobrar incluyen lo siguiente (en millones):
31 de diciembre de
2007
2006
2007
2006
Dólares
Bolívares
Empresas y entidades relacionadas
(véase la nota 28)
Otras cuentas por cobrar
Cuentas por cobrar a empresas de
seguro
Gastos reembolsables
Comerciales
Menos, estimación para cuentas
de cobro dudoso
2.824
748
1.132
206
6.071.600
1.608.386
2.433.736
442.888
348
353
7.564
208
17
8.118
748.218
758.968
16.262.994
447.188
36.549
17.453.238
11.837
9.681
25.450.166
20.813.599
150
135
322.508
290.242
11.687
9.546
25.127.658
20.523.357
Las exposición a los riesgos de crédito y moneda relacionadas con los documentos y cuentas por cobrar se
presentan en la nota 25.
76
(Continúa)
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(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
(19) Gastos Pagados por Anticipado y Otros Activos
Los gastos pagados por anticipado y otros activos incluyen lo siguiente (en millones):
31 de diciembre de
2007
2006
2007
2006
Dólares
Bolívares
Impuesto sobre la renta pagado en exceso
(véase nota 28)
Valores negociables
Anticipo a proveedores y contratistas
Seguros pagados por anticipado
Activos derivados
Otros activos
6.100
317
723
157
39
385
2.240
309
175
84
52
125
13.115.000
681.550
1.554.450
337.550
83.850
827.722
4.814.990
664.350
377.312
180.600
111.222
273.144
7.721
2.985
16.600.122
6.421.618
El pago de las declaraciones estimadas de impuesto sobre la renta de ciertas filiales durante el año 2007 y
2006, resultó en un exceso por $3.860 millones y $2.240 millones (Bs8.300.010 millones y Bs4.814.990
millones), respectivamente, con respecto a la declaración definitiva de rentas. El saldo acumulado de
impuesto pagado en exceso al 31 de diciembre de 2007 y 2006, por $6.100 millones y $2.240 millones
(Bs13.115.000 millones y Bs4.814.990 millones) respectivamente, serán compensados en declaraciones de
rentas futuras.
(20) Patrimonio
Capital Social
De acuerdo con el documento constitutivo de la Compañía, el valor nominal del capital social es de
Bs1.280.100 millones correspondientes a 51.204 acciones. Según lo establecido en la Ley, las acciones no
pueden ser enajenadas ni gravadas en forma alguna (véase la nota 1).
Los saldos en dólares y bolívares que se presentan en el estado de movimiento del patrimonio, son el
resultado de la aplicación de las Normas Internacionales de Información Financiera para la preparación de
estados financieros en moneda funcional y moneda de presentación.
Reservas
La reserva legal es un requisito para las empresas venezolanas. De acuerdo con las leyes venezolanas la
reserva legal no puede ser distribuida como dividendos.
Las otras reservas incluyen, principalmente, la reserva para la realización del activo por impuesto sobre la
renta diferido y la reserva para nuevas inversiones.
En Asamblea de Accionista realizada el 30 de diciembre de 2007, con base en un análisis efectuado por la
gerencia, decidió transferir el saldo total de la reserva para activos por impuesto sobre la renta diferido de
$1.908 millones (Bs4.105.835millones) a las ganancias acumuladas.
77
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Transferencia del Ajuste Acumulado por Traducción en Bolívares
En la Asamblea de Accionista realizada el 30 de diciembre de 2007, se decidió transferir a las
correspondientes cuentas del patrimonio el ajuste acumulado por traducción determinado al 31 de
diciembre de 2005, el cual resultó del proceso de preparación de los estados financieros consolidados en
bolívares. Este ajuste a los valores históricos, previamente reconocidos, se efectuó para incorporar las
correcciones monetarias que surgieron del proceso de traducción, con la finalidad de reflejar en las cuentas
de patrimonio saldos más acorde con la realidad económica y financiera actual de la Compañía.
A continuación se presenta un detalle de las cuentas y saldos afectados:
Valores
Históricos
Capital social
Reservas legales y otras
(Pérdidas) ganancias acumuladas
Intereses minotitarios
1.280.100
5.158.309
41.642.583
47.466
48.128.458
31 de diciembre de 2005
(en millones de bolívares)
Valores
Ajuste Acumulado
Ajustados
por traducción
84.052.100
18.973.750
(1.945.750)
174.150
101.254.250
82.772.000
13.815.441
(43.588.333)
126.684
53.125.792
Dividendos
Los dividendos en efectivo al Accionista son decretados y pagados en bolívares con base en los estados
financieros estatutarios que reflejan ganancias no distribuidas.
Durante el año 2007, se decretaron y pagaron dividendos en efectivo por $2.658 millones (Bs5.714.750
millones). Durante el año 2006, se decretaron dividendos por $3.033 millones (Bs6.521.323 millones) los
cuales se pagaron de la siguiente forma: $1.317 millones (Bs2.832.000 millones) mediante anticipos al
Accionista a cuenta de dividendos, efectuados durante el año 2005; $1.317 millones (Bs2.832.000
millones) millones pagados en efectivo durante el año 2006; y $399 millones (Bs857.400 millones)
mediante cesiones de pagarés efectuadas durante el año 2006.
Aporte Adicional del Accionista
Durante el año 2007, el aporte adicional del Accionista incluye $93 millones (Bs200.789 millones)
correspondientes a las contribuciones en propiedades, plantas y equipos realizadas para la constitución de
las empresas mixtas Lagopetrol, S.A. y Petrodelta, S.A. Adicionalmente, el aporte adicional del accionista
incluye una disminución de $223 millones (Bs479.530 millones) producto de un análisis efectuado por la
gerencia de la Compañía, con nueva información obtenida, relacionado con el valor de los activos
aportados inicialmente para la constitución de las empresas mixtas.
78
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Durante el año 2006, el aporte adicional del Accionista incluye $4.931 millones (Bs10.601.650 millones)
correspondientes a las contribuciones en propiedades, plantas y equipos realizadas para la constitución de
las empresas mixtas, las cuales se crearon siguiendo instrucciones del Ejecutivo Nacional, a través del
Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo y la Asamblea Nacional de la República
Bolivariana de Venezuela, y de conformidad con el “Contrato para la Conversión a Empresa Mixta” (véase
la nota 9-b).
Intereses Minoritarios
Los intereses minoritarios que se muestran en el estado consolidado de movimiento de las cuentas de
patrimonio, corresponden a la participación de los inversionistas minoritarios en el patrimonio y resultados
consolidados por los años terminados el 31 de diciembre de 2007 y 2006. Durante el año 2007, las
empresas mixtas decretaron y pagaron dividendos por $974 millones (Bs2.095.020 millones), de los cuales
$379 millones (Bs813.663 millones) corresponden a los inversionistas minoritarios. Adicionalmente, los
inversionistas minoritarios de las empresas mixtas efectuaron un aporte adicional de capital de trabajo por
$3 millones (Bs5.879 millones).
79
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
(21) Deuda a Largo Plazo
La deuda a largo plazo consiste en lo siguiente (en millones):
31 de diciembre de
2007
2006
2007
2006
Dólares
Bolívares
(En millones)
PDVSA (Casa Matriz):
Préstamos garantizados, otorgados por agencias gubernamentales
de exportación e instituciones financieras, con interés anual
variable LIBOR más 0,5% y vencimiento en el año 2008
Préstamos garantizados, otorgados por agencias gubernamentales
de exportación e instituciones financieras, con interés anual variable
entre 1,70% y 2,30% y vencimiento en el año 2012 (en yenes)
Facilidad de crédito no garantizada, a interés variable LIBOR más
4,5% y vencimiento en el año 2010
Bonos no garantizados, con vencimientos en los años 2017, 2027 y
2037, por un monto de $3.000 millones, $3.000 millones y $1.500
millones y con intereses anuales pagaderos semestralmente
de 5,25%, 5,375% y 5,50%, respectivamente
Préstamos garantizados, otorgados por agencias gubernamentales
de exportación e instituciones financieras, con interés anual
variable LIBOR más 1,13% y vencimiento en el año 2022
Línea de crédito rotativa, no garantizada, con interés variable
LIBOR más 1%, y vencimiento en el año 2008 prorrogable
200
400
430.000
860.000
213
249
457.950
535.350
6
9
12.900
19.350
7.500
-
16.125.000
-
3.327
-
7.153.050
-
1.124
-
2.416.600
-
12.370
658
26.595.500
1.414.700
80
21
172.000
45.150
1.000
-
2.150.000
-
637
643
1.369.550
1.382.450
562
529
1.208.300
1.137.350
60
60
129.000
129.000
2.339
1.253
5.028.850
2.693.950
14.709
1.911
31.624.350
4.108.650
CITGO:
Facilidad de crédito rotativa garantizada, con interés anual de
8,25% y vencimiento en el año 2010
Facilidad de crédito, con tasa de interés LIBOR más 1,75% y
vencimiento en el año 2008
Acuerdo de crédito garantizado por $700 millones, con interés
variable LIBOR más 137,5 puntos bases o 6,45% y vencimiento
en el año 2012
Bonos exentos de impuesto, con tasa anual variable y fija,
entre 3,92% y 8,00%, garantizados con cartas de crédito
y vencimientos entre los años 2008 y 2037
Bonos sujetos a impuesto, garantizados con cartas de crédito,
a tasas variables de 5,88% y con vencimiento en el año 2026
Van,
80
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
31 de diciembre de
2007
2006
2007
2006
Dólares
Bolívares
(En millones)
Vienen,
PDVSA Petróleo (véase la nota 9-a):
Préstamo de Petrozuata, garantizado con interés anual variable,
entre LIBOR más 1,25% a 1,50%, con vencimiento entre
los años 2009 y 2011
Bonos de Petrozuata garantizados, con tasa de interés entre
7,63% y 8,37% anual, y vencimientos entre los años
2009, 2017 y 2022
Línea de crédito de PDVSA Sincor, garantizada, a interés anual
variable entre LIBOR más 5,53% y 6,97% y vencimientos
entre los años 2007 y 2012
Bonos de PDVSA Cerro Negro, garantizados, con interés anual entre
7,33% y 8,03%, y vencimientos entre los años 2006 y 2028
Línea de crédito de PDVSA Cerro Negro, garantizada, a interés
variable LIBOR más 5,43% al 6,45% y vencimientos entre
los años 2006 y 2012
Línea de crédito de Corpoguanipa, garantizada, a interés variable
LIBOR más 4,34% al 5,40% y vencimientos entre
los años 2008 y 2018
PDVSA Virgin Island, Inc. (PDVSA VI):
Bonos garantizados por PDVSA y la participación accionaria
en Hovensa, con interés anual de 8,46%, y vencimientos entre
los años 2008 y 2009
PDVSA Gas:
Pagarés de Tropigas, S.A.C.A., con interés anual de 17,67% y con
vencimiento en el año 2008 (en bolívares)
Bariven, S.A.:
Préstamos garantizados, otorgados por agencias gubernamentales
de exportación e instituciones financieras, con interés anual
variable y fijo entre 6,13% y 7,69%, y vencimiento en el año 2008
Menos porción corriente de la deuda a largo plazo
Porción a largo plazo
81
14.709
1.911
31.624.350
4.108.650
177
-
380.550
-
800
-
1.720.000
-
236
283
507.819
608.159
-
247
-
531.050
-
78
-
167.700
-
232
-
498.800
1.213
840
2.608.369
1.805.709
76
137
163.400
294.550
5
-
10.750
-
3
26
6.450
55.900
16.006
2.877
2.914
652
34.413.319
6.185.006
6.264.809
1.402.690
13.129
2.262
28.228.313
4.862.119
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Los vencimientos de la porción a largo plazo, al 31 de diciembre de 2007, son los siguientes:
Dólares
Bolívares
(en millones)
Años
2009
2010
2011
2012
Años restantes
447
422
436
1.113
10.711
961.050
907.300
937.400
2.393.913
23.028.650
13.129
28.228.313
La deuda a largo plazo está denominada en dólares, excepto las deudas en yenes y en bolívares indicadas
anteriormente.
Emisión de Bonos y Otros Financiamientos
Entre los meses de enero y febrero del año 2007 se aprobó la emisión de la oferta pública de bonos, hasta
por $7.500 millones (Bs16.125.000 millones) con vencimientos a 10, 20 y 30 años (2017, 2027 y 2037).
Esta emisión fue dirigida y regulada por el BCV, y quedó exceptuada del ámbito de aplicación de la Ley de
Mercados de Capitales de Venezuela, en virtud del carácter de empresa estatal que tiene PDVSA. El
cupón de rendimiento de los bonos emitidos es de 5,25%, 5,375% y 5,50% anual, para los vencimientos a
10, 20 y 30 años, respectivamente. Los bonos por pagar son reconocidos inicialmente al valor razonable,
ajustado por los costos incurridos en la transacción y, posteriormente, son contabilizados a su costo
amortizado; cualquier diferencia entre el valor razonable ajustado y el valor de redención es reconocido en
el estado consolidado de resultados durante el período del financiamiento, utilizando el método de interés
efectivo. En la emisión combinada de estos bonos se generó una prima de 5,5%, la cual alcanzó $413
millones (Bs886.875 millones) y durante el año 2007, fue reconocido $20 millones (Bs42.411 millones),
en el estado consolidado de resultados de ese año, en el rubro de otros (ingresos) egresos, neto (véase la
nota 23).
Entre el 12 de abril y el 10 de mayo de 2007, se completó el proceso de emisión de los bonos,
alcanzándose la colocación de los $7.500 millones (Bs16.125.000 millones) ofertados. Asimismo, el 12 de
abril de 2007, fue publicado el Decreto Nº 5.282 que establece la exoneración del pago de impuesto sobre
la renta a los enriquecimientos obtenidos por los tenedores, provenientes de esta colocación.
En febrero de 2007 un grupo de bancos, liderados por el Japan Bank for International Cooperation (JBIC),
aprobó el otorgamiento de un préstamo a la Compañía por $3.500 millones (Bs7.525.000 millones). Este
préstamo tiene un vencimiento a 15 años, causará intereses a una tasa equivalente a LIBOR más 1,13%, e
incluye opciones de pagos en efectivo o mediante la entrega de petróleo crudo y productos a precios de
mercado, sujeto a un acuerdo de cantidades mínimas, revisadas cada tres años. Al 31 de diciembre de 2007
la Compañía ha efectuado pagos por $173 millones (Bs371.950 millones), quedando un saldo pendiente a
esa fecha de $3.327 millones (Bs7.153.050 millones).
82
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
En enero de 2007, la Compañía contrató una línea de crédito por $1.124 millones (Bs2.416.600 millones)
con un grupo de bancos liderado por el BNP Paribas. Este préstamo tiene fecha de vencimiento el 30 de
enero de 2008 y puede ser extendido por un año adicional con la aprobación de los prestamistas que
representen más de 50% del compromiso original. Este préstamo causará intereses a una tasa equivalente a
LIBOR, más un incremento calculado con base en el riesgo país de Venezuela, establecido por una agencia
calificadora. A la fecha de la emisión, este incremento era de 1,15% (véase la nota 33-b)
En el mes de diciembre de 2007, PDVSA pagó $501 millones (Bs1.077.150 millones), por el 99% de los
bonos, con vencimientos en los años 2009, 2020 y 2028, del antiguo Convenio de Asociación Cerro Negro
conformado por PDVSA, Exxon Mobil y British Petroleum, que operaba en la Faja Petrolífera del
Orinoco. Asimismo, PDVSA pagó $129 millones (Bs277.350 millones) a un sindicato de bancos liderado
por el ABN Amro Bank, para un total pagado de $630 millones (Bs1.354.500 millones), con lo cual se
finiquitó el endeudamiento del antiguo convenio de asociación. Con el pago de las acreencias de Cerro
Negro, se da inicio al proceso de constitución de una nueva empresa mixta denominada Petromonagas,
S.A., en la cual PDVSA poseerá 83,33% de las acciones a través de la CVP, y British Petroleum (BP)
16,67%, a través de su filial Veba Oil & Gas Cerro Negro GMBH. Véase la nota 9-a.
Durante el año 2007, PDVSA pagó en su totalidad el endeudamiento del antiguo Convenio de Asociación
Hamaca, conformado por PDVSA, ConocoPhillips y ChevronTexaco, que operaba en la Faja Petrolífera
del Orinoco. PDVSA pagó la deuda en dos partes: la primera, a través de un prepago inicial de $400
millones (Bs860.000 millones), el 30 de noviembre de 2007; y la segunda, por medio de un pago final de
$340 millones (Bs731.000 millones), el cual se concretó el 14 de diciembre de 2007, para un pago total de
$740 millones (Bs1.591.000 millones). De este monto correspondió a PDVSA el 70% y a ChevronTexaco
el 30%, de acuerdo con la participación en acciones en la nueva empresa mixta. Los pagos fueron
efectuados por Corpoguanipa y por Texaco Orinoco Resources Company, filial de Chevron Corporation
(véase la nota 9 - a).
El 15 de noviembre de 2005, CITGO se comprometió, con una facilidad de crédito preferencial garantizada
por $1.850 millones (Bs3.977.500 millones), conformada por una facilidad de crédito rotativo de 5 años
por $1.150 millones (Bs2.472.500 millones) y un préstamo de $700 millones (Bs1.505.000 millones) con
plazo de 7 años. La facilidad de crédito está garantizada por los intereses de CITGO en sus refinerías de
Lake Charles, en Louisiana, y de Corpus Christi, en Texas; sus cuentas por cobrar comerciales y sus
inventarios; además, está sujeta a convenios típicos para este financiamiento garantizado. El 17 de
diciembre de 2007, CITGO modificó esta facilidad de crédito para incorporar el pago de la garantía de un
préstamo puente a seis meses por $1.000 millones (Bs2.150.000 millones). Este préstamo a corto plazo se
acordó con un sindicato de bancos liderado por el BNP Paribas y el UBS, y vence el 17 de junio del 2008.
Los fondos netos recibidos por CITGO se utilizaron para hacer un préstamo a PDVSA. El costo de
generación de este financiamiento por $22 millones (Bs47.300 millones), será amortizado durante el plazo
del préstamo. CITGO tiene la opción de elegir entre: (i) la mayor de la tasa premium o la tasa de los
fondos federales más un margen de 0,5%; ó (ii) la tasa LIBOR ajustada más el margen que aplica para el
caso. Al 31 de diciembre del 2007, la tasa de interés del préstamo es 6,06% con base en la opción de la
tasa LIBOR.
83
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
El 13 de marzo de 2006, PDVSA Finance Ltd. hizo pública la oferta de redención del total de la deuda
pendiente a esa fecha por $83 millones (Bs178.450 millones). Esta redención se efectuó el 11 de abril de
2006 mediante el pago de una prima por, aproximadamente, $13 millones (Bs27.950 millones), la cual se
incluye en los estados consolidados de resultados en el rubro otros (ingresos) egresos, neto (véanse las
notas 11 y 16).
A partir de octubre de 2007, la información financiera de Petrozuata se incluye en los estados financieros
consolidados de la Compañía, por lo cual se reconoce como parte de la deuda consolidada, a partir de esa
fecha, el préstamo y los bonos garantizados de esa filial (véanse las notas 3-a y 9-a).
Petrozuata ha suscrito acuerdos (préstamos rotativos), sujeto a ciertas condiciones, con algunos
prestamistas por un monto adicional de financiamiento por $450 millones (Bs976.500 millones).
Petrozuata recibió y utilizó $450 millones (Bs976.500 millones) producto de este acuerdo. Los intereses
son calculados a la tasa LIBOR, más un porcentaje entre el 1,12% y 1,25%, y son pagados semestralmente
en abril y octubre de cada año. El monto de la amortización del principal es de $38,9 millones (Bs83.635
millones) anuales pagaderos en dos cuotas semestrales, comenzando en el año 2001.
En junio de 1997 Petrozuata Finance Inc., una filial de Petrozuata creada con el único propósito de realizar
la colocación de oferta privada de bonos, realizó una emisión de bonos por $988 millones (Bs2.124.200
millones) neto de descuento por $12 millones (Bs27.950 millones), a través de la emisión de bonos Serie
“A” ($300 millones equivalentes a Bs645.000 millones), Serie “B” ($625 millones equivalentes a
Bs1.343.750 millones) y Serie “C” ($75 millones equivalentes a Bs161.250 millones). Los bonos tienen
vencimiento en los años 2009, 2017 y 2022, y una tasa de interés de 7,63%, 8,22% y 8,37%,
respectivamente. Los intereses son pagados semestralmente, en abril y octubre de cada año. Para los
bonos Series “A” y “B”, el monto de la amortización del principal es pagadero semestralmente,
comenzando el 1° de abril de 2004 y 2008, respectivamente. El monto de amortización del principal de los
bonos Series “A” y “B” es determinado con base en un porcentaje del monto original, el cual varía en
función del período de pago, mientras que el principal de los bonos Serie “C” es pagadero a su vencimiento
el 1° de octubre de 2022.
Cláusulas Contractuales
Varias facilidades de préstamo establecen cláusulas contractuales que restringen la capacidad de la
Compañía a incurrir en deuda adicional, pagar dividendos, hipotecar propiedades y vender ciertos activos.
La Compañía estaba en cumplimiento de estas cláusulas al 31 de diciembre de 2007 y 2006, con la
excepción para el año 2006 de lo indicado en el párrafo siguiente relacionado con compromisos
contractuales de la filial PDVSA Petróleo, la cual posee una participación en el Proyecto Hamaca (véase la
nota 9-a).
Una porción de la deuda a largo plazo de PDVSA Petróleo, correspondiente a la línea de crédito de
Corpoguanipa, se presentaba como circulante al 31 de diciembre de 2006, debido al recibo de una
notificación de probable incumplimiento, el 20 de enero de 2006, por el retraso en la suscripción del
Contrato de Garantía Adicional de Trabajo y Reconocimiento de Servicios Eléctricos (Collateral
Assignment and Acknowledgement of Electrical Services Agreement). Esta situación quedó solventada
durante el año 2007 con el pago de la totalidad del endeudamiento del Proyecto Hamaca.
84
(Continúa)
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(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Facilidades de Crédito
Al 31 de diciembre de 2007, PDVSA tiene disponible líneas de crédito garantizadas por $70 millones
(Bs150.500 millones).
Para más información en relación a la exposición de la Compaña a los riesgos por tasas de interés, tipo de
cambio y liquidez véase la nota 7.
(22) Beneficios a los Empleados y Otros Beneficios Post-retiro
A continuación se presenta un detalle del pasivo por indemnizaciones laborales, jubilaciones y otros
beneficios post-retiro distintos a los planes de jubilación (en millones):
31 de diciembre de
2007
2006
2007
2006
Dólares
Bolívares
Indemnizaciones laborales
Jubilaciones
Otros beneficios post-retiro distintos
a los planes de jubilación
136
1.080
150
767
292.014
2.322.000
323.841
1.649.050
1.782
1.188
3.831.300
2.554.200
Menos, porción corriente
2.998
490
2.105
374
6.445.314
1.053.618
4.527.091
805.725
2.508
1.731
5.391.696
3.721.366
Porción a largo plazo
PDVSA tiene los siguientes planes de beneficios para sus trabajadores:
(a)
Planes de Ahorro con Aportes Definidos
PDVSA y sus filiales venezolanas mantienen fondos de ahorro para sus trabajadores y garantizan el
capital acreditado en las cuentas de los asociados. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, los montos
garantizados en los fondos de ahorro son de aproximadamente $174 millones y $110 millones
(Bs374.100 millones y Bs236.500 millones), respectivamente. CITGO mantiene tres planes de retiro
y ahorros con aportes definidos, los cuales cubren a todos los empleados elegibles; los empleados
participantes en estos planes efectúan aportes voluntarios y, a su vez, la filial realiza aportes
similares. Durante 2007 y 2006 CITGO reconoció $26 millones y $25 millones (Bs55.900 millones
y Bs53.750) respectivamente, relacionados con su contribución a esos planes.
85
(Continúa)
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Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
(b)
Planes de Pensiones y Otros Beneficios de Jubilación
Tanto en las filiales venezolanas como en las del exterior, existen planes de jubilación y de otros
beneficios que cubren a los trabajadores y ex-trabajadores elegibles. Estos planes, entre otras
condiciones, se basan en el tiempo de servicio, la edad y el salario.
De conformidad con el contrato colectivo, PDVSA y sus filiales venezolanas han establecido un plan
de jubilación que cubre a todos los trabajadores elegibles. Existen fondos de pensiones con sus
respectivas organizaciones para la administración de los activos de los fondos una vez jubilado el
trabajador. El financiamiento del plan de pensión para los trabajadores venezolanos está basado en
un sistema de contribuciones, administrado bajo la figura de capitalización individual. Este plan
establece aportes mensuales obligatorios sobre la base del salario normal, de 3% por parte del
trabajador y de 9% por parte de la Compañía. En caso de ser necesario, la Compañía hará aportes
adicionales a los fines de garantizar el pago del monto de beneficio de pensión según el plan definido
por contrato.
CITGO patrocina tres planes de beneficios definidos de pensión calificados no contributivos; dos
que cubren a empleados elegibles en régimen de horas y uno que cubre a empleados elegibles
asalariados. CITGO también patrocina tres planes de beneficios definidos no calificados para ciertos
empleados elegibles.
En adición a las pensiones por jubilación, PDVSA otorga planes de salud y odontológicos, seguro
funerario y tarjeta de banda electrónica para alimentación. Estos beneficios son financiados con base
en el método de efectivo.
86
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
La situación de los planes de pensiones y de los otros beneficios de jubilación se resume a
continuación (en millones):
Dólares 2007
31 de diciembre de
2006
2007
Planes de pensiones
2006
Otros beneficios de jubilación
Valor presente de la obligación según
estudio actuarial
Valor razonable de los activos del plan
Valor presente de la obligación neta
Ganancias (pérdidas) actuariales no reconocidas
Costo de servicios pasados no reconocidos
Acumulación en libros
3.998
(2.677)
2.992
(2.375)
6.906
(1)
3.867
(1)
1.321
553
(794)
617
175
(25)
6.905
(4.218)
(905)
3.866
(2.636)
(42)
1.080
767
1.782
1.188
Bolívares –
2007
31 de diciembre de
2006
2007
Planes de pensiones
2006
Otros beneficios de jubilación
Valor presente de la obligación según
estudio actuarial
Valor razonable de los activos del plan
8.595.700
(5.755.550)
6.432.800
(5.106.250)
14.847.900
(2.150)
8.314.050
(2.150)
Valor presente de la obligación neta
Ganancias (pérdidas) actuariales no reconocidas
Costo de servicios pasados no reconocidos
2.840.150
1.188.950
(1.707.100)
1.326.550
376.250
(53.750)
14.845.750
(9.068.700)
(1.945.750)
8.311.900
(5.667.400)
(90.300)
2.322.000
1.649.050
3.831.300
2.554.200
Acumulación en libros
87
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
El movimiento de la acumulación para planes de pensiones y otros beneficios de jubilación es el
siguiente (en millones):
Dólares Años terminados el 31 de diciembre de
2007
2006
2007
2006
Planes de pensiones
Otros beneficios de jubilación
Acumulación al inicio del año
Gasto reconocido en el año
Beneficios pagados por el patrono
Efecto por desincorporación de
Pequiven
767
540
(227)
1.080
829
330
(357)
(35)
767
1.188
734
(140)
1.782
911
443
(124)
(42)
1.188
Bolívares Años terminados el 31 de diciembre de
2007
2006
2007
2006
Planes de pensiones
Otros beneficios de jubilación
Acumulación al inicio del año
Gasto reconocido en el año
Beneficios pagados por el patrono
Efecto por desincorporación de
Pequiven
1.649.050
1.161.000
(488.050)
2.322.000
88
1.782.350
709.500
(767.550)
(75.250)
1.649.050
2.554.200
1.578.100
(301.000)
3.831.300
1.958.650
952.450
(266.600)
(90.300)
2.554.200
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
La composición del gasto por planes de pensiones y otros beneficios de jubilación, reconocido en los
estados consolidados de resultados es la siguiente (en millones):
Dólares Años terminados el 31 de diciembre de
2007
2006
2007
2006
Planes de pensiones
Otros beneficios de jubilación
Gasto de servicios del año
Intereses sobre la obligación
Rendimiento esperado sobre
activos del plan
Costo de los servicios pasados
Ajuste por beneficios pagados
Pérdida actuarial reconocida
140
292
126
253
77
427
78
247
(213)
96
206
19
(226)
25
152
(4)
50
184
8
110
540
330
734
443
Bolívares Años terminados el 31 de diciembre de
2007
2006
2007
2006
Planes de pensiones
Otros beneficios de jubilación
Gasto de servicios del año
Intereses sobre la obligación
Rendimiento esperado sobre
activos del plan
Costo de los servicios pasados
Ajustes por beneficios pagados
Pérdida actuarial reconocida
301.000
627.800
270.900
543.950
165.550
918.050
167.700
531.050
(457.950)
206.400
442.900
40.850
(485.900)
53.750
326.800
(8.600)
107.500
395.600
17.200
236.500
1.161.000
89
709.500
1.578.100
952.450
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
El gasto es reconocido en los siguientes rubros de los estados consolidados de resultados
(en millones):
Dólares Años terminados el 31 de diciembre de
2007
2006
2007
2006
Planes de pensiones
Otros beneficios de jubilación
Gastos de operación
Gastos de ventas administración
y generales
378
211
514
178
162
119
220
265
540
330
734
443
Bolívares Años terminados el 31 de diciembre de
2007
2006
2007
2006
Planes de pensiones
Otros beneficios de jubilación
Gastos de operación
Gastos de ventas administración
y generales
90
812.700
453.650
1.105.100
382.700
348.300
255.850
473.000
569.750
1.161.000
709.500
1.578.100
952.450
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
La conciliación del valor presente de las obligaciones según estudio actuarial se presenta a
continuación (en millones):
Dólares Años terminados el 31 de diciembre de
2007
2006
2007
2006
Planes de pensiones
Otros beneficios de jubilación
Valor presente al inicio del año
Costo por los servicios pasados
del período
Costo por intereses
(Ganancias) pérdidas actuariales
Ganancias restringidas
Beneficios pagados
Costos por los servicios pasados
Contribuciones de los empleados
Efecto por desincorporación de
Pequiven
2.992
140
292
(52)
(227)
834
19
3.998
3.097
74
253
(36)
(4)
(375)
142
14
(173)
2.992
3.867
77
427
2.562
(141)
114
6.906
2.904
78
247
944
(112)
(8)
(186)
3.867
Bolívares Años terminados el 31 de diciembre de
2007
2006
2007
2006
Planes de pensiones
Otros beneficios de jubilación
Valor presente al inicio del año
Costo por los servicios pasados
del período
Costo por intereses
(Ganancias) pérdidas actuariales
Ganancias restringidas
Beneficios pagados
Costos por los servicios pasados
Contribuciones de los empleados
Efecto por desincorporación de
Pequiven
6.432.800
301.000
627.800
(111.800)
(488.050)
1.793.100
40.850
8.595.700
91
6.658.550
159.100
543.950
(77.400)
(8.600)
(806.250)
305.300
30.100
(371.950)
6.432.800
8.314.050
6.243.600
165.550
918.050
5.508.300
(303.150)
245.100
-
167.700
531.050
2.029.600
(240.800)
(17.200)
14.847.900
(399.900)
8.314.050
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
La conciliación del valor razonable de los activos de los planes de pensiones y otros beneficios de
jubilación se presenta a continuación (en millones):
Dólares Años terminados el 31 de diciembre de
2007
2006
Planes de pensiones
Activos del plan al inicio del año
Rendimiento esperado
Ganancias (pérdidas) actuariales
Contribuciones hechas por la Compañía
Contribuciones hechas por los trabajadores
Efecto por desincorporación de Pequiven
Beneficios pagados
2007
2006
Otros beneficios de jubilación
2.375
212
8
215
94
(227)
2.632
243
(79)
123
44
(213)
(375)
1
13
(13)
1
11
(11)
2.677
2.375
1
1
Bolívares Años terminados el 31 de diciembre de
2007
2006
2007
2006
Planes de pensiones
Otros beneficios de jubilación
Activos del plan al inicio del año
Rendimiento esperado
Ganancias (pérdidas) actuariales
Contribuciones hechas por la Compañía
Contribuciones hechas por los trabajadores
Efecto por desincorporación de Pequiven
Beneficios pagados
5.106.250
455.800
17.200
462.250
202.100
(488.050)
5.658.800
522.450
(169.850)
264.450
94.600
(457.950)
(806.250)
2.150
27.950
(27.950)
2.150
23.650
(23.650)
5.755.550
5.106.250
2.150
2.150
92
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Las tendencias de las tasas asumidas para los planes médicos, tienen un efecto en los montos
reportados. Un cambio en un punto porcentual en las tasas asumidas podría tener los siguientes
efectos (en millones):
Un punto porcentual de
incremento
disminución
incremento
disminución
Dólares
Bolívares
Efecto en los componentes del costo
de servicio total y los intereses
Efecto en el beneficio de la obligación
119
958
(33)
(715)
255.850
2.059.700
(70.950)
(1.537.250)
La Compañía espera pagar aproximadamente $89 millones (Bs191.350 millones) como contribución
a los planes de pensiones y otros beneficios durante el año 2008.
A continuación un detalle de la composición de la cartera de los activos del plan de pensiones
(en millones):
31 de diciembre de
2006
2007
2007
Dólares
Efectivo y equivalentes de efectivo
Instrumentos de renta fija
Instrumentos de renta mixta
Otros
93
2006
Bolívares
917
1.397
363
18
751
1.299
307
1.971.550
3.003.550
780.450
38.700
1.614.650
2.792.850
660.050
2.677
2.375
5.755.550
5.106.250
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
A continuación se presenta la información histórica de los planes de pensiones y otros beneficios de
jubilación para los cuatro años previos (en millones):
Dólares 2007
2006
2005
2004
2003
Planes de pensiones
Valor presente de la obligación
Valor razonable de los activos del plan
3.998
(2.677)
Déficit en el plan
2.992
(2.375)
3.097
(2.632)
2.738
(2.250)
2.670
(2.087)
1.321
617
465
488
583
Valor presente de la obligación
Valor razonable de los activos del plan
6.906
(1)
3.867
(1)
2.904
(1)
1.646
(1)
1.348
(1)
Déficit en el plan
6.905
3.866
2.903
1.645
1.347
Otros beneficios de jubilación
Bolívares 2007
2006
2005
2004
2003
8.595.700
(5.755.550)
2.840.150
6.432.800
(5.106.250)
1.326.550
6.658.550
(5.658.800)
999.750
5.256.960
(4.320.000)
936.960
4.272.000
(3.339.200)
932.800
14.843.600
(2.150)
14.841.450
8.314.050
(2.150)
8.311.900
6.243.600
(2.150)
6.241.450
3.160.320
(1.920)
3.158.400
2.156.800
(1.600)
2.155.200
Planes de pensiones
Valor presente de la obligación
Valor razonable de los activos del plan
Déficit en el plan
Otros beneficios de jubilación
Valor presente de la obligación
Valor razonable de los activos del plan
Déficit en el plan
94
(Continúa)
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(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Las premisas actuariales utilizadas se indican a continuación:
Años terminados el
31 de diciembre de
2007
2006
2007
2006
Planes de
Otros beneficios
pensiones
de jubilación
%
%
%
%
Venezuela:
Tasa de descuento
Tasa de incremento de las compensaciones
Tasa de rendimiento sobre el ajuste por antigüedad
Tasas de inflación médica
Tasa de inflación
Tasa estimada de rendimiento de los activos
del plan
Exterior:
Tasa de descuento
Tasa de incremento de las compensaciones
Tasa estimada de rendimiento de los activos
de los planes
9,0
11,0
12,0
10,0
10,0
7,0
12,0
6,0
9,0
11,0
11,0
10,0
10,0
7,0
8,0
6,0
9,0
10,0
-
-
6,5
4,5
5,5
4,5
6,5
4,5
5,8
4,5
8,0
8,3
6,0
6,0
Las premisas relacionadas a la mortalidad futura están basadas en estadísticas publicadas y en tablas
de mortalidad, según las cuales la expectativa promedio de vida en Venezuela de una persona
retirada de 65 años, es de 13 años para las mujeres y de 11 años para los hombres.
La tasa de retorno esperada a largo plazo de los activos del plan en Venezuela para los planes de
pensión es 9% y en el exterior para los planes de pensiones y otros beneficios de jubilación es de 8%
y 6% respectivamente. El retorno se basa exclusivamente en la expectativa de los rendimientos de
las inversiones que PDVSA ha hecho en fondos externos para financiar las pensiones futuras de
acuerdo con el plan de jubilación. Esta tasa es calculada con base en la totalidad del portafolio de
inversión.
95
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
(23) Acumulaciones y Otros Pasivos
Las acumulaciones y otros pasivos se resumen a continuación (en millones):
31 de diciembre de
2007
2006
2007
2006
Dólares
Bolívares
Retenciones
IVA
Regalías y otros impuestos por pagar
Arrendamientos financieros (véase la nota 26)
Provisión para litigios y otros reclamos (véase la nota 27)
Cuentas por pagar a empleados
Acumulación para asuntos ambientales (véase la nota 27)
Acumulación para obras de refinería
Acumulación para obligaciones por retiro de activos (véanse
las notas 3-e y 13)
Prima en emisión de bonos (véase la nota 21)
Intereses por pagar
Dividendos por pagar
Gastos acumulados afiliadas en el exterior
Anticipos recibidos de contratistas
Cuentas por pagar a entidades relacionadas (véanse las notas 9-a y 28)
Otros
Menos porción corriente de acumulaciones y otros pasivos
Porción a largo plazo
397
297
3.372
605
1.810
783
1.126
94
214
369
1.715
239
860
515
709
115
854.083
638.977
7.250.535
1.301.400
3.890.414
1.681.511
2.419.532
202.810
459.977
794.282
3.686.903
514.870
1.848.957
1.108.261
1.523.619
247.250
1.248
393
183
154
317
74
8.484
1.404
1.024
46
154
241
91
4.700
460
2.682.182
844.464
392.823
331.100
678.565
159.835
18.228.959
3.040.285
2.198.676
99.126
331.100
516.911
194.072
10.105.000
985.764
20.741
11.452
44.597.475
24.614.768
17.646
9.263
37.944.151
19.908.556
3.095
2.189
6.653.324
4.706.212
Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, se incluyen en acumulaciones y otros pasivos $1.248 millones y
$1.024 millones (Bs2.682.182 millones y Bs2.198.676 millones), respectivamente, por concepto de
acumulaciones para obligaciones por retiro de activos, de exploración y producción. Los costos y
obligaciones de retiro de activos asociados a las principales estructuras utilizadas en las actividades de
refinación, comercio y suministro no pudieron ser estimados, debido a que estos activos se consideran de
uso indeterminado en el tiempo, como resultado de mantenimientos y reparaciones mayores y no se
dispone de información para determinar, razonablemente, la fecha en que pudieran ser desincorporados.
Las cuentas por pagar a entidades relacionadas incluyen $6.000 millones y 4.700 millones (Bs12.900.000
millones y Bs10.105.000 millones) correspondientes a pagarés con la Oficina Nacional del Tesoro (ONT),
emitidos en diciembre de 2007 y 2006, respectivamente, con fechas de vencimiento entre febrero y junio
de 2008, y entre enero y abril de 2007, y tasas de interés anual entre 4,71% y 4,86%, y entre 5,35% y
5,37%, para los años 2007 y 2006, respectivamente. En el mes de febrero de 2008, la Compañía pagó
$1.400 millones (Bs3.010.000 millones) correspondientes a los pagarés emitidos en diciembre de 2007.
Entre los meses de enero y abril de 2007, la Compañía pagó $4.700 millones (Bs10.105.000 millones)
correspondientes a los pagarés emitidos en diciembre de 2006.
96
(Continúa)
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(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, se incluyen en el rubro de otros de las acumulaciones y otros pasivos,
$739 millones y $20 millones (Bs1.588.850 millones y Bs43.000 millones), respectivamente,
correspondientes a las retenciones efectuadas por PDVSA a sus empresas contratistas para el fondo social
establecido dentro del Programa de Empresas de Producción Social (EPS). Estos aportes constituyen un
requisito contemplado en el nuevo esquema de contratación de obras y servicios de PDVSA y estará
destinado a desarrollar proyectos u obras sociales para beneficio de las comunidades.
El movimiento de las acumulaciones y otros pasivos, durante el 2007, es el siguiente (en millones):
Dólares -
Retenciones
IVA
Regalías y otros impuestos por pagar
Arrendamientos financieros
Provisión para litigios y otros reclamos
Cuentas por pagar a empleados
Acumulación para asuntos ambientales
Acumulación para obras de refinería
Acumulación para obligaciones por retiro
de activos
Prima en emisión de bonos
Intereses por pagar
Dividendos por pagar
Gastos acumulados afiliadas en el exterior
Anticipos recibidos de contratistas
Cuentas por pagar con entidades relacionadas
Otros
Total acumulaciones
y otros pasivos
Saldo al
31 de diciembre
de 2006
Disminución
Saldo al
31 de diciembre
de 2007
Porción
circulante
Porción
a largo
plazo
Aumento
214
369
1.715
239
860
515
709
115
361
847
19.201
568
1.153
299
482
1.105
(178)
(919)
(17.544)
(202)
(203)
(31)
(65)
(1.126)
397
297
3.372
605
1.810
783
1.126
94
397
297
3.372
100
1.501
741
547
94
505
309
42
579
-
1.024
46
154
241
91
4.700
460
485
413
811
690
8.484
2.091
(261)
(20)
(674)
(614)
(17)
(4.700)
(1.147)
1.248
393
183
154
317
74
8.484
1.404
390
28
183
154
317
10
8.484
1.031
858
365
64
373
11.452
36.990
(27.701)
20.741
17.646
3.095
97
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Bolívares Saldo al
31 de diciembre
de 2006
Retenciones
IVA
Regalías y otros impuestos por pagar
Arrendamientos financieros
Provisión para litigios y otros reclamos
Cuentas por pagar a empleados
Acumulación para asuntos ambientales
Acumulación para obras de refinería
Acumulación para obligaciones por retiro
de activos
Prima en emisión de bonos
Intereses por pagar
Dividendos por pagar
Gastos acumulados afiliadas en el exterio
Anticipos recibidos de contratistas
Cuentas por pagar a entidades
relacionadas
Otros
Total acumulaciones
y otros pasivos
Aumento
Disminución
Saldo al
31 de diciembre
de 2007
459.977
794.282
3.686.903
514.870
1.848.957
1.108.261
1.523.619
247.250
775.587
1.820.642
41.282.709
1.222.146
2.479.815
642.485
1.036.300
2.376.352
(381.421)
(1.975.947)
(37.719.077)
(435.616)
(438.358)
(69.235)
(140.387)
(2.420.792)
854.083
638.977
7.250.535
1.301.400
3.890.414
1.681.511
2.419.532
202.810
854.083
638.977
7.250.535
215.636
3.224.322
1.593.081
1.176.316
202.810
1.085.764
666.092
88.430
1.243.216
-
2.198.676
99.126
331.100
516.911
194.072
1.041.918
886.875
1.742.575
1.484.016
-
(558.412)
(42.411)
(1.448.878)
(1.322.362)
(34.237)
2.682.182
844.464
392.823
331.100
678.565
159.835
838.578
59.087
392.823
331.100
678.565
22.833
1.843.604
785.377
137.002
10.105.000
985.764
18.240.837
4.496.145
(10.116.878)
(2.441.624)
18.228.959
3.040.285
18.228.959
2.236.446
803.839
24.614.768
79.528.402
(59.545.635)
44.597.475
37.944.151
6.653.324
Porción
circulante
Porción
a largo
plazo
(24) Cuentas por Pagar a Proveedores
Las cuentas por pagar a proveedores incluyen lo siguiente (en millones):
31 de diciembre de
2007
2006
2007
2006
Dólares
Bolívares
Entidades relacionadas (véase la nota 28)
Comerciales
Convenios operativos (véase la nota 9-b)
278
5.173
199
247
5.585
547
596.690
11.121.485
427.768
531.050
12.007.966
1.176.050
5.650
6.379
12.145.943
13.715.066
La exposición al riesgo de la moneda y liquidez relacionado con las cuentas por pagar a proveedores es
presentado en la nota 25.
98
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
(25) Instrumentos Financieros
Riesgo de crédito
Exposición al riesgo de crédito
El valor en libros de los activos financieros representa el máximo nivel de exposición al riesgo de crédito,
y su detalle es el siguiente (en millones):
31 de diciembre de
2007
2006
2007
2006
Dólares
Bolívares
Cuentas por cobrar a largo plazo (véase la nota 15)
Créditos fiscales por recuperar (véase la nota 12-f)
Documentos y cuentas por cobrar (véase la nota 18)
Efectivo restringido (véase la nota 16)
Efectivo y equivalentes de efectivo
3.828
5.576
11.687
3.298
3.325
3.072
4.236
9.546
2.369
2.282
8.232.177
11.988.289
25.127.658
7.090.109
7.152.785
6.603.244
9.108.024
20.523.357
5.093.763
4.906.776
27.714
21.505
59.591.018
46.235.164
La exposición máxima al riesgo de crédito para documentos y cuentas por cobrar comerciales por área
geográfica es la siguiente (en millones):
31 de diciembre de
2007
2006
2007
2006
Dólares
Bolívares
Estados Unidos y Canadá
Centroamérica y el Caribe
Europa
Asia
Suramérica
Venezuela
99
2.284
2.114
1.249
883
421
613
1.891
2.566
1.693
290
320
1.358
4.912.134
4.545.331
2.686.093
1.897.384
903.687
1.318.365
4.064.740
5.517.620
3.640.994
622.823
688.922
2.918.139
7.564
8.118
16.262.994
17.453.238
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
La exposición máxima al riesgo de crédito para documentos y cuentas por cobrar por tipo de cliente es la
siguiente (en millones):
31 de diciembre de
2006
2007
2007
Dólares
Comerciales
Convenios energéticos
6.431
1.133
7.564
2006
Bolívares
6.984
1.134
8.118
13.826.545
2.436.449
16.262.994
15.014.265
2.438.973
17.453.238
Pérdidas por deterioro
La antigüedad de los documentos y cuentas por cobrar comerciales es la siguiente (en millones):
Dólares 2007
Bruto
Vigentes
30 días de antigüedad
Entre 31 y 180 días de antigüedad
Entre 181 días y un año de antigüedad
Más de un año de antigüedad
5.549
594
985
286
150
7.564
31 de diciembre de
2007
2006
Deterioro
Bruto
-
2006
Deterioro
150
6.808
394
610
171
135
135
150
8.118
135
Bolívares 2007
Bruto
Vigentes
30 días de antigüedad
Entre 31 y 180 días de antigüedad
Entre 181 días y un año de antigüedad
Más de un año de antigüedad
11.930.011
1.278.762
2.116.240
615.473
322.508
16.262.994
31 de diciembre de
2007
2006
Deterioro
Bruto
-
2006
Deterioro
322.508
14.637.349
847.255
1.310.257
368.135
290.242
290.242
322.508
17.453.238
290.242
La exposición máxima al riesgo de crédito se concentra en las cuentas por cobrar comerciales. PDVSA
efectúa la estimación para cuentas de cobro dudoso con base en la antigüedad de los saldos y en los
resultados de la evaluación de la cartera de clientes.
100
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
El movimiento de la estimación para cuentas de cobro dudoso durante el año 2007 y 2006 es el siguiente
(en millones):
31 de diciembre de
2007
2006
2007
2006
Dólares
Bolívares
Saldo al 1 de enero
Aumentos
Disminución
Saldo al 31 de diciembre
135
43
(28)
150
147
20
(32)
135
290.242
92.450
(60.184)
322.508
316.050
42.992
(68.800)
290.242
Riesgo de liquidez
A continuación se presentan los vencimientos contractuales de los pasivos financieros, incluyendo los
pagos estimados de intereses, y excluyendo el impacto de acuerdos de compensación (en millones):
31 de diciembre de 2007
Dólares Entre
Entre
Entre
Valor en
Flujos de
efectivo
6 meses
6 y 12
1y2
2y5
Más de
libros
contractual
o menos
meses
años
años
5 años
Pasivos financieros no derivados
Cuentas por pagar a proveedores
(véase la nota 24)
Deuda a largo plazo (véase la nota 21)
5.650
5.650
5.082
568
-
-
-
16.006
25.880
3.008
758
1.162
4.018
16.934
605
999
50
50
188
155
556
22.261
32.529
8.140
1.376
1.350
4.173
17.490
Pasivo de arrendamiento financiero
(véase la nota 26)
Bolívares Entre
Entre
Entre
Valor en
Flujos de
efectivo
6 meses
6 y 12
1y2
2y5
Más de
libros
contractual
o menos
meses
años
años
5 años
12.145.943
12.145.943
10.924.743
1.221.200
-
-
-
34.413.319
55.642.000
6.467.200
1.629.700
2.498.300
8.638.700
36.408.100
1.301.400
2.148.500
107.500
107.500
404.200
333.250
1.196.050
47.860.662
69.936.443
17.499.443
2.958.400
2.902.500
8.971.950
37.604.150
Pasivos financieros no derivados
Cuentas por pagar a proveedores
(véase la nota 24)
Deuda a largo plazo (véase la nota 21)
Pasivo de arrendamiento financiero
(véase la nota 26)
101
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
31 de diciembre de 2006
Dólares Entre
Entre
Entre
Valor en
Flujos de
efectivo
6 meses
6 y 12
1y2
2y5
Más de
libros
contractual
o menos
meses
años
años
5 años
Pasivos financieros no derivados Cuentas por pagar a proveedores (véase la nota 24)
6.379
6.379
3.261
3.118
-
-
-
Deuda a largo plazo (véase la nota 21)
2.914
3.826
309
306
580
839
1.792
239
408
20
21
71
62
234
9.532
10.613
3.590
3.445
651
901
2.026
Pasivo de arrendamiento financiero
(véase la nota 26)
Bolívares Entre
Entre
Entre
Valor en
Flujos de
efectivo
6 meses
6 y 12
1y2
2y5
Más de
libros
contractual
o menos
meses
años
años
5 años
Pasivos financieros no derivados Cuentas por pagar a proveedores
(véase la nota 24)
Deuda a largo plazo (véase la nota 21)
13.715.066
13.715.066
7.011.377
6.703.689
-
-
-
6.264.809
8.225.900
664.350
657.900
1.247.000
1.803.850
3.852.800
514.870
877.200
43.000
45.150
152.650
133.300
503.100
20.494.745
22.818.166
7.718.727
7.406.739
1.399.650
1.937.150
4.355.900
Pasivo de arrendamiento financiero
(véase la nota 26)
Riesgo de tasa de interés
La composición por tipo de interés de los instrumentos financieros de la Compañía, es la siguiente (en
millones):
31 de diciembre de 2007
31 de diciembre de 2006
Dólares
Dólares
Bolívares
Bolívares
Instrumentos a tasa fija Depósitos a plazo fijo
Deuda a largo plazo
622
(8.489)
1.337.300
(18.251.350)
1.229
(298)
2.642.350
(641.544)
Instrumentos a tasa variable Deuda a largo plazo
(7.517)
(16.161.969)
(2.616)
(5.623.265)
(15.384)
(33.076.019)
(1.685)
(3.622.459)
102
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Análisis de sensibilidad del valor razonable para instrumentos a tasa fija
PDVSA no contabiliza bajo el modelo de contabilización de cobertura del valor razonable sus activos
financieros de tasa fija ni ha designado derivados como instrumentos de cobertura. Por lo tanto, un cambio
en las tasas de interés a la fecha de los estados financieros consolidados no afectaría los resultados
consolidados de la Compañía.
Una variación en un punto porcentual en las tasas de interés a la fecha de los estados financieros
consolidados habría aumentado o disminuido los resultados consolidados en $440 millones y $15 millones
(Bs946.999 millones y Bs33.745 millones), respectivamente.
Análisis de sensibilidad del flujo de efectivo para deuda a largo plazo a tasa variable
Una variación de un punto porcentual en las tasas de interés a la fecha de los estados financieros
consolidados, habría aumentado (disminuido) los resultados consolidados en los montos mostrados a
continuación. Este análisis asume que todas las otras variables se mantienen constantes. El análisis es
realizado con la misma base del año 2006 (en millones).
Dólares -
Resultados
Aumento
Disminuación
Un punto porcentual
Un punto porcentual
31 de diciembre de 2007 Deuda a largo plazo
65
65
31 de diciembre de 2006 Deuda a largo plazo
14
14
Bolívares -
Resultados
Aumento
Disminuación
Un punto porcentual
Un punto porcentual
31 de diciembre de 2007 Deuda a largo plazo
138.774
138.774
31 de diciembre de 2006 Deuda a largo plazo
29.321
29.321
103
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Valor Razonable de los Instrumentos Financieros
Los montos estimados que se presentan a continuación, no son necesariamente un indicativo de los montos
que PDVSA pudiera realizar en un intercambio en el mercado actual. El uso de diferentes supuestos en el
mercado y/o metodologías de estimaciones pudiera tener un efecto significativo sobre los valores
razonables estimados. Las bases para la determinación de los valores razonables se revelan en la nota 6 (en
millones):
31 de diciembre de
31 de diciembre de
2007
2006
2007
2006
Valor
Valor
Valor
Valor
Valor
Valor
Valor
Valor
en libros
razonable
en libros
razonable
en libros
razonable
en libros
razonable
Dólares
Bolívares
Activo:
Cuentas por cobrar a largo plazo
3.828
3.828
3.072
3.072
8.232.003
8.232.003
6.603.244
Créditos fiscales por recuperar
5.576
5.576
4.236
4.197
11.988.289
11.988.289
9.108.024
9.023.550
11.687
11.687
9.546
9.546
25.127.658
25.127.658
20.523.357
20.523.357
Documentos y cuentas por cobrar
6.603.244
Activos derivados (incluidos en
gastos pagados por anticipado y
39
39
52
52
83.850
83.850
111.222
111.222
Efectivo restringido
otros activos)
3.298
3.298
2.369
2.369
7.090.109
7.090.109
5.093.763
5.093.763
Efectivo y equivalentes de efectivo
3.325
3.325
2.282
2.282
7.152.785
7.152.785
4.906.776
4.906.776
(16.006)
(16.006)
(2.914)
(2.914)
(34.413.319)
(28.433.257)
(6.264.809)
(6.264.809)
(5.650)
(5.650)
(6.379)
(6.379)
(12.145.943)
(12.145.943)
(13.715.066)
(13.715.066)
(9.754)
(9.754)
(5.812)
(5.812)
(20.981.975)
(20.981.975)
(12.492.224)
(12.492.224)
(44)
(44)
(42)
(42)
(94.600)
(94.600)
(90.300)
(90.300)
Pasivo:
Deuda a largo plazo
Cuentas por pagar a proveedores
Otros pasivos (incluidos en
acumulaciones y otros pasivos)
Pasivos derivados (incluidos en
acumulaciones y otros pasivos)
(26) Arrendamientos Financieros y Operativos
Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, existen ciertos activos de refinación y plantas de compresión de gas y
equipos conexos adquiridos bajo contratos de arrendamiento financiero, contabilizados como propiedades,
plantas y equipos por aproximadamente $668 millones y $275 millones (Bs1.436.200 millones y
Bs591.250 millones), netos de depreciación acumulada por aproximadamente $215 millones y $190
millones (Bs462.680 millones y Bs408.500 millones), respectivamente. El gasto de depreciación para los
años 2007 y 2006, correspondiente a los activos bajo contratos de arrendamiento financiero, fue de
aproximadamente $39 millones y $29 millones (Bs83.850 millones y Bs62.350 millones), respectivamente.
104
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Al 31 de diciembre de 2007, los pagos futuros por contratos de arrendamiento, se resumen a continuación:
Arrendamientos
Operativos
Financieros
Dólares
Bolívares
Dólares
Bolívares
(en millones)
360
774.000
100
215.000
257
552.550
96
206.400
192
412.800
92
197.800
179
384.850
84
180.600
167
359.050
71
152.650
167
359.050
556
1.196.050
Años
2008
2009
2010
2011
2012
Años siguientes
Pagos futuros estimados
por arrendamientos
1.322
2.842.300
Menos intereses
999
(394)
Valor presente, incluido en
acumulaciones y otros
pasivos (véase la nota 23)
605
2.148.500
(847.100)
1.301.400
El gasto de alquileres bajo contratos de arrendamientos operativos de los años 2007 y 2006, fue de
aproximadamente $539 millones y $409 millones (Bs1.158.850 millones y Bs879.275 millones),
respectivamente, el cual se incluye en los gastos de operación.
(27) Compromisos y Contingencias
Garantías
Al 31 de diciembre de 2007, algunas filiales de PDVSA tienen garantías para la terminación de obras
relacionadas con acuerdos de deuda y financiamiento de asociaciones en proyectos. Las filiales,
obligaciones de garantías y el año de terminación se muestran a continuación (en millones):
Obligaciones de garantías
Dólares
Bolívares
Filiales
CITGO
PDVSA Petróleo
8
93
16.697
200.000
Año de
terminación
2012
2012
Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, PDVSA no ha contabilizado pasivos por estos conceptos;
históricamente los reclamos producto de garantías no han sido significativos.
Al 31 de diciembre de 2007, CITGO ha garantizado deudas de filiales y afiliadas, incluyendo cartas de
crédito y financiamientos para adquisición de equipo de comercialización.
PDVSA Petróleo mantiene una fianza ambiental global suscrita con el Ministerio del Poder Popular para el
Ambiente y los Recursos Naturales (MARN), la cual garantiza la ejecución de medidas ambientales en
concordancia con las legislaciones vigentes.
105
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Litigios y Otros Reclamos
El 26 y 27 de diciembre de 2007, Mobil Cerro Negro Ltd. presentó una solicitud para que se dicte una
orden de embargo ante el Juzgado del Distrito Sur de Nueva York. El embargo solicitado afectó $300
millones depositados en las cuentas de PDVSA Cerro Negro S.A., mantenidas en The Bank of New York
Mellon y correspondían a fondos liberados en favor de PDVSA Cerro Negro, como consecuencia de la
recompra de la deuda contraída para el financiamiento del Proyecto Cerro Negro. La orden de embargo se
otorgó sin notificar previamente a PDVSA Cerro Negro de la solicitud y fue confirmada el 13 de febrero
de 2008. Este procedimiento ha concluido con la confirmación. La suma embargada continuará retenida
hasta la conclusión del arbitraje.
El 2 de Noviembre 2007, Conoco Phillips Company, ConocoPhillips Petrozuata B.V., Conoco Phillips
Hamaca, B.V. ConocoPhillips Gulf of Paria B.V. y ConocoPhillips Company, en lo adelante
ConocoPhillips, introdujeron una solicitud de arbitraje en contra de la República Bolivariana de Venezuela
ante el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (CIADI), solicitando el pago
de daños por supuestas violaciones a tratados, leyes y normas internacionales y venezolanas en materia de
protección de las inversiones. El 13 de diciembre 2007, la solicitud fue registrada. PDVSA no es parte de
este proceso.
En septiembre 2007, Mobil Corporation y sus filiales relacionadas con los proyectos Cerro Negro y La
Ceiba iniciaron un proceso de arbitraje ante el CIADI en Washington D.C., en los Estados Unidos de
América, en contra de la República Bolivariana de Venezuela, solicitando el pago de daños por supuestas
violaciones a tratados, leyes y normas internacionales y venezolanas en materia de protección de las
inversiones. El 10 de octubre de 2007, la solicitud fue registrada por el CIADI y notificada formalmente a
la República.
En fecha 30 de julio de 2007, el Tribunal 9° Superior de lo Contencioso Tributario, dictó sentencia
respecto a un recurso interpuesto por PDVSA Petróleo, S.A. contra actas de reparo emitidas por la
Administración Tributaria, en las que se objeta la deducibilidad del aporte efectuado, de conformidad con
el Artículo Nº 6 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos. En dicha sentencia se concluye que sólo serían
susceptibles de deducción las exportaciones de "petróleo" y no otros productos o subproductos de los
hidrocarburos; y que debe ser interpretado de manera restrictiva por cuanto involucra un beneficio fiscal
(deducción). La gerencia de PDVSA y sus asesores legales han manifestado que la señalada sentencia, en
principio, parece tener consistencia con el texto legal, sin embargo, defenderán el criterio de la
deducibilidad a través de un recurso de apelación ante la Sala Político Administrativa del Tribunal
Supremo de Justicia (TSJ). Al 31 de diciembre de 2007, la provisión para litigios y otros reclamos incluye
$338 millones (Bs726.700 millones) por este concepto.
El 25 de julio de 2007, la Compañía efectuó un pago de $110 millones (Bs236.500 millones) a favor de
New Brunswick Power Corporation (“NB Power”) por concepto de un acuerdo extra-judicial entre las
partes, mediante el cual se finaliza definitivamente el reclamo iniciado en septiembre de 2005, donde la
empresa NB Power introdujo una demanda en una corte de Canadá y una solicitud de arbitraje ante el
Consejo Internacional de Resolución de Disputas de la Asociación Americana de Arbitraje de New York,
en contra de PDVSA, Bitúmenes Orinoco, S.A. (BITOR) y la República Bolivariana de Venezuela,
alegando entre otras cosas el incumplimiento de un supuesto contrato de suministro de Orimulsión®.
106
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
En fecha 25 de junio de 2007, la Sala Constitucional del TSJ declaró inadmisible el recurso de revisión
interpuesto por la representación judicial de PDVSA Petróleo, S.A. en contra de la decisión de fecha 16 de
febrero de 2006 de la Sala Político Administrativa del TSJ, que declara sin lugar la apelación interpuesta
por PDVSA Petróleo, S.A. contra la resolución del Servicio Nacional Integrado de Administración
Aduanera y Tributaria (SENIAT), de fecha 17 de noviembre de 1999, relacionada con obligaciones
tributarias correspondientes a los años 1994, 1995 y 1996, por $839 millones (Bs1.803.850 millones). Al
31 de diciembre de 2007, la provisión para litigios y otros reclamos incluye $839 millones (Bs1.803.850
millones) por este concepto.
La Compañía está involucrada en otros reclamos y acciones de orden legal en el curso normal de sus
operaciones por $3.500 millones (Bs7.525.000 millones). En opinión de la gerencia y sus asesores legales,
la disposición final de estos reclamos no tendrá un efecto material adverso sobre la posición financiera de
la Compañía, resultados de sus operaciones o su liquidez.
Con base en el análisis de la información disponible, se incluye en acumulaciones y otros pasivos una
provisión, al 31 de diciembre de 2007 y 2006, por $1.810 millones y $860 millones (Bs3.890.414 millones
y Bs1.848.957 millones), respectivamente. Si las demandas y reclamos conocidos se resolvieran de una
manera adversa para la Compañía en montos mayores que los acumulados, entonces estos resultados
podrían tener un efecto material adverso sobre los resultados de estas operaciones. A pesar que no es
posible predecir el resultado, la gerencia, basada en parte en la recomendación de sus asesores legales, no
considera que sea probable que pérdidas asociadas con los mencionados procedimientos legales, que
excedan los estimados ya reconocidos, generen montos importantes para la situación financiera de la
Compañía o en los resultados de sus operaciones.
Cumplimiento con Regulaciones Ambientales
La mayoría de las filiales de PDVSA, tanto en Venezuela como en el extranjero, están sujetas a diversas
leyes y reglamentos ambientales que requieren gastos significativos para modificar sus instalaciones y
prevenir o subsanar los efectos ambientales del manejo de desechos y derrames de agentes contaminantes.
En los Estados Unidos de América y Europa, las operaciones están sujetas a una serie de leyes y
reglamentos federales, estatales y locales que pueden exigir a las compañías tomar acciones para subsanar
o aliviar los efectos de la desactivación temprana de planta o el derrame de contaminantes sobre el
ambiente.
PDVSA está llevando a cabo acciones para prevenir los riesgos ambientales, proteger la salud de las
personas y preservar la integridad de sus instalaciones. Durante el año 2007, PDVSA continuó
implantando su sistema de Gerencia Integral de Riesgos (SIR-PDVSA£) en toda la Compañía, el cual
estima completar en el año 2009. Este sistema se basa en estándares y prácticas internacionales como ISO
9000 para el control de documentación; ISO 14001 para manejo ambiental; ISO 18000 y el British
Standard BS8800 para salud ocupacional; y los lineamientos del American Petroleum Institute (API) para
seguridad de los procesos. PDVSA ha invertido aproximadamente $42 millones (Bs90.300 millones) e
invertirá adicionalmente $5 millones (Bs10.750 millones) para completar la implementación total del SIRPDVSA. Adicionalmente, PDVSA tiene un plan de inversión para cumplir con los reglamentos
107
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
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Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
ambientales en Venezuela, el cual contempla, aproximadamente $2.255 millones (Bs4.848.250 millones)
en desembolsos de capital entre los años 2004 al 2009 que incluyen lo siguiente: $1.150 millones
(Bs2.472.500 millones) para calidad de producto; $911 millones (Bs1.958.650 millones) para control de
riesgo en los sitios de operaciones; $162 millones (Bs348.300 millones) para proyectos de cumplimiento
ambiental; y $32 millones (Bs68.800 millones) para otras inversiones relacionadas con el ambiente.
CITGO estima gastos de aproximadamente $1.100 millones (Bs2.365.000 millones) para proyectos que
regulen los riesgos ambientales entre los años 2005 al 2009.
Adicionalmente, y como parte de su responsabilidad ambiental, PDVSA mantiene un plan de saneamiento
y restauración ambiental de los pasivos ambientales que se generaron hasta el año 2004. Este plan tiene
una duración de 12 años, a partir de su inicio en el año 2001 y contempla el saneamiento de fosas, lodos y
crudo fuera de especificación; materiales y desechos peligrosos; instalaciones, equipos abandonados y a
desmantelar; áreas impactadas por la actividad petrolera y, las fuentes radioactivas. Al 31 de diciembre de
2007, se han saneado 2.554 fosas de hidrocarburos de las 13.460 fosas existentes, quedando por sanear
10.906 fosas. Con base en el análisis de la información detallada disponible, PDVSA estimó los pasivos
relacionados con el saneamiento y la restauración de pasivos ambientales y reconoció gastos en los
resultados de los años 2007 y 2006 por $482 millones y $193 millones (Bs1.036.272 millones y Bs414.950
millones), respectivamente. Los saldos de las acumulaciones para asuntos ambientales, al 31 de diciembre
de 2007 y 2006, son de $1.126 millones y $709 millones (Bs2.419.532 millones y Bs1.523.619 millones),
respectivamente (véase la nota 23).
CITGO ha recibido varias notificaciones de violación de la Agencia de Protección Ambiental de los
Estados Unidos de América (Environmental Protection Agency - EPA) y otras agencias reguladoras, que
incluyen notificaciones bajo el Federal Clean Air Act y podría ser designada como parte potencialmente
responsable (PRP), conjuntamente con otras compañías, con respecto a las localidades que se encuentran
bajo el Comprehensive Enviromental Response, Compensation and Liability Act (CERCLA). Estas
notificaciones se están revisando y, en algunos casos, se están tomando acciones de recuperación. CITGO
se encuentra comprometido con negociaciones para establecer acuerdos con los organismos mencionados
anteriormente.
Es posible que existan condiciones que requieran de gastos adicionales en diversos lugares, incluyendo,
pero no limitados, a los complejos operativos, estaciones de servicio y terminales de almacenamiento de
petróleo crudo de PDVSA. La gerencia considera que estos asuntos, durante el curso normal de las
operaciones, no tendrán efectos significativos con respecto a la situación financiera, la liquidez o las
operaciones consolidadas de PDVSA.
Acuerdos con la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP)
La República Bolivariana de Venezuela es miembro de la OPEP, organización dedicada principalmente al
establecimiento de acuerdos en busca del mantenimiento de precios estables del petróleo crudo a través de
la fijación de cuotas de producción. Hasta la fecha, la reducción en la producción de petróleo crudo como
resultado de cambios en las cuotas de producción de la OPEP, o la variación en sus precios, no ha tenido
un efecto significativo sobre los resultados de las operaciones de la Compañía, su flujo de caja y sus
resultados financieros.
108
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
(28) Operaciones con Empresas y Entidades Relacionadas
PDVSA considera como partes relacionadas a su Accionista, sus compañías afiliadas, empresas
controladas conjuntamente, directores y ejecutivos de la Compañía, empresas propiedad del accionista y
otras instituciones gubernamentales.
A continuación se resumen las operaciones y saldos con partes relacionadas (en millones):
Años terminados el 31 de diciembre de
2007
2006
2007
2006
Dólares
Bolívares
Actividades del año:
Ingresos:
Ventas
Participación patrimonial en resultados netos de
afiliadas (véase la nota 14)
Otros ingresos
11.399
13.450
24.507.850
28.917.500
733
97
1.120
212
1.577.603
208.550
2.411.135
1.741.150
Costos y gastos:
Compras de petróleo crudo y productos refinados
5.187
Regalías, impuesto de extracción y otros impuestos (véase la nota 1 21.981
Otros
55
10.301
18.435
92
11.152.050
47.254.533
118.250
22.147.150
39.634.736
197.800
4.953
3.518
10.647.096
7.563.300
14.102
13.784
30.319.526
29.636.430
Gasto estimado de impuesto sobre la renta en
Venezuela (véase la nota 12-a)
Aportes para el desarrollo social
31 de diciembre de
2007
2006
2007
2006
Dólares
Bolívares
Saldos al final del año:
Inversiones en compañías afiliadas (véase la nota 14)
Edificaciones usadas por entes gubernamentales (véase la nota 15)
Cuentas por cobrar a largo plazo (véase la nota 15)
Créditos fiscales por recuperar (véase la nota 12-f)
Entes ejecutores del FONDESPA (veánse las notas 15 y 16)
Contribuciones al FEM (véanse las notas 4 y 16)
Fideicomisos suscritos con el BANDES (véase la nota 16)
Fideicomisos suscritos con BANFOANDES (véase la nota 16)
Documentos y cuentas por cobrar (véase la nota 18)
Impuesto sobre la renta pagado en exceso (véase la nota 19)
Impuesto sobre la renta por pagar en Venezuela (véase la nota 12)
Acumulaciones y otros pasivos (véase la nota 23)
Cuentas por pagar a proveedores (véase la nota 24)
109
2.088
82
2.013
5.576
836
805
698
14
2.824
6.100
3.427
13.021
278
2.503
87
1.483
4.236
882
766
996
16
1.132
2.240
2.369
7.393
247
4.498.559
176.340
4.328.869
11.988.289
1.797.981
1.730.750
1.502.360
29.348
6.071.600
13.115.000
7.368.050
27.982.219
596.690
5.377.794
187.781
3.186.894
9.108.024
1.896.300
1.646.768
2.141.035
35.452
2.433.736
4.814.990
5.093.350
15.894.173
531.050
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Durante los años 2007 y 2006, PDVSA efectuó ventas a afiliadas y entidades relacionadas, las cuales se
resumen a continuación (en millones):
Años terminados el 31 de diciembre de
2007
2006
2007
2006
Dólares
Bolívares
Hovensa
LYONDELL-CITGO
Nynäs
Chalmette Refining
Ruhr
MC Bitor LTD
Mount Vernon Phenol Plant (Mt. Vernon)
Thyssen Citgo Petcoke Corporation
C.A. de Administración y Fomento Eléctrico (CADAFE)
Siderúrgica del Orinoco, C.A.
C. A. Energía Eléctrica de Venezuela (Enelven)
Metanol de Oriente, S.A. (Metor)
Fertilizantes Nitrogenados de Venezuela, C.E.C. (Fertinitro)
Petroquímica de Venezuela, S.A. (Pequiven)
Otros
7.268
1.023
1.164
557
467
333
188
50
39
47
49
83
44
87
5.979
4.602
802
599
371
260
218
135
66
41
50
92
114
61
60
15.626.200
2.199.450
2.502.600
1.197.550
1.004.050
715.950
404.200
107.500
83.850
101.050
105.350
178.450
94.600
187.050
12.854.850
9.894.300
1.724.300
1.287.850
797.650
559.000
468.700
290.250
141.900
88.150
107.500
197.800
245.100
131.150
129.000
11.399
13.450
24.507.850
28.917.500
PDVSA Petróleo mantiene varios acuerdos de suministros que se resumen a continuación:
Entidad
Convenio de
suministro
(MBD)
Ruhr
Nynäs
LYONDELL- Houston
Refining L.P. (antes LYONDELL-CITGO)
Chalmette Refining
ConocoPhillips
Hovensa
Hamaca Marketing Company
Año de finalización
237
57
Período de la asociación, más 3 años adicionales
Período de la asociación, más 3 años adicionales
230
90
190
270
129
2011
Período de la asociación
2020
Entre 2014-2022
Período de la asociación
1.203
Como resultado de la venta de la inversión en LYONDELL-CITGO, efectuada durante el año 2006 (véase
la nota 14), el acuerdo de suministro quedó sin efecto, recibiendo PDVSA un pago final por terminación de
este acuerdo por $300 millones (Bs537.500 millones), incluido en el rubro de otros (ingresos) egresos,
netos del año 2006. Asimismo, se firmó uno nuevo de condiciones similares entre la empresa
LYONDELL Houston Refining L.P. y PDVSA Petróleo.
110
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Durante los años 2007 y 2006, CITGO vendió a afiliadas, principalmente a precios de mercado, materia
prima y otros productos por $521 millones y $410 millones (Bs1.120.150 millones y Bs881.500 millones),
respectivamente. Los saldos pendientes relacionados con estas operaciones al 31 de diciembre de 2007 y
2006, por $85 millones y $63 millones (Bs178.450 millones y Bs135.450 millones), respectivamente, se
incluyen en documentos y cuentas por cobrar a empresas y entidades relacionadas.
Durante los años 2007 y 2006, CITGO adquirió productos refinados de varias compañías afiliadas
(LYONDELL-CITGO - hasta el 30 de junio de 2006, Hovensa, Chalmette Refining y Mt. Vernon) bajo
acuerdos a largo plazo. Estas compras, por $5.060 millones (Bs10.879.000 millones) en el año 2007 y
$9.896 millones (Bs21.276.400 millones) en el año 2006, se incluyen en los estados consolidados de
resultados como compras de petróleo crudo y sus productos. Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, las
cuentas por pagar a proveedores incluyen $262 millones y $234 millones (Bs563.300 millones y
Bs503.100 millones), respectivamente, relacionadas con estas operaciones.
Durante el período de nueve meses terminado el 30 de septiembre de 2007 y durante el año 2006, PDVSA
compró crudo mejorado a Petrozuata por $126 millones y $405 millones (Bs270.900 millones y Bs870.750
millones), respectivamente, que se incluyen en compras de petróleo crudo y sus productos en los estados
consolidados de resultados. Adicionalmente, Petrozuata reembolsó a PDVSA Petróleo gastos operativos
por $24 millones y $14 millones (Bs51.600 millones y Bs30.100 millones), correspondientes al período de
nueve meses terminado el 30 de septiembre de 2007 y al año 2006, respectivamente (véanse las
notas 9-a y 14).
Al 31 de diciembre de 2007 el saldo de las regalías por pagar, se presenta neto de $500 millones
(Bs1.075.000 millones) correspondientes a un pago efectuado a la República Bolivariana de Venezuela a
título de adelanto de regalías (véase nota 23).
Durante los años 2007 2006, las compensaciones hechas por PDVSA a sus directores, por concepto de
sueldos y retribuciones a la seguridad social, fueron de aproximadamente $2,53 millones y $2,90 millones
(Bs5.440 millones y Bs6.235 millones), respectivamente.
En adición a los sueldos y retribuciones a la seguridad social, la Compañía también otorga beneficios no
monetarios a sus directores y contribuye con beneficios definidos por contrato y beneficios post-retiro. De
acuerdo con los términos del contrato colectivo de PDVSA, los directores tienen los mismos derechos que
el resto del personal, en cuanto a las condiciones de elegibilidad para optar por el plan de jubilación y para
los otros beneficios post-retiro distintos a los planes de jubilación.
Algunos de los directores de la Compañía mantienen posiciones claves en otras entidades relacionadas,
algunas de sus atribuciones incluyen influir sobre las políticas operacionales y financieras en dichas
entidades.
Las operaciones efectuadas con entidades relacionadas al 31 de diciembre de 2007 y 2006, no indican
necesariamente los resultados que se habrían obtenido de haberse realizado estas transacciones con terceras
partes.
111
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Como parte del proceso de apoyo a los proyectos sociales llevados a cabo por el Gobierno Nacional
(véase la nota 1), PDVSA efectuó los siguientes aportes durante los años 2007 y 2006 (en millones):
Años terminados el 31 de diciembre de
2007
2006
2007
2006
Dólares
Bolívares
Aportes para el desarrollo social incurridos a través de los fideicomisos
en BANDES y otras instituciones financieras gubernamentales
(véanse las notas 15 y 16):
Programas y Proyectos de Desarrollo Habitacional y de Infraestructura
FONDESPA (véase la nota 16)
Desarrollo Sustentable del Oriente y Occidente del País
Plan de Siembra y Producción 2005
Convenio Integral Bolivia - Venezuela
Convenio Integral Argentina - Venezuela
Convenio Integral Uruguay - Venezuela
Fondo Alba Caribe
Obras Hidráulicas
Plan Vialidad 2006
Aportes a misiones, comunidades y otros:
Misión Ribas
Misión Vuelvan Caras
Misión Barrio Adentro I, II y III
Misión Sucre
Misión Mercal
Misión Árbol
Misión Música
Misión Ciencia
Misión Vivienda
Desarrollo Integral de Eficiencia Energética
Apoyo a Misiones y comunidades
Otros
Aportes al FONDEN (véase la nota 4)
112
558
195
837
66
172
72
62
169
447
939
102
697
5
185
150
50
67
181
1.199.700
418.971
1.799.550
141.900
369.800
154.800
133.300
363.350
961.050
2.018.691
219.300
1.498.550
10.750
397.750
322.500
107.500
144.050
389.150
2.131
2.823
4.581.371
6.069.291
133
40
3.091
13
904
24
43
939
23
280
234
1.471
279
230
458
178
920
55
285.950
86.000
6.645.650
27.950
1.943.600
51.600
92.450
2.019.076
49.729
602.000
503.100
3.162.650
599.850
494.500
984.700
382.700
1.978.000
119.239
5.210
4.105
11.202.005
8.826.739
6.761
6.856
14.536.150
14.740.400
14.102
13.784
30.319.526
29.636.430
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Los aportes de PDVSA a los fideicomisos, excepto los correspondientes al FONDESPA, son reconocidos
directamente como aportes para el desarrollo social, en el momento en que se efectúan los desembolsos,
quedando en los fideicomitentes y en los beneficiarios la responsabilidad administrativa de los fondos. Los
aportes al FONDESPA son reconocidos como efectivo restringido, cuentas por cobrar a largo plazo a los
entes ejecutores (véanse las notas 15 y 16) o como aportes para el desarrollo de acuerdo con las
condiciones establecidas en los respectivos contratos.
Parte de los insumos recibidos para los proyectos sociales, son pagados mediante la compensación de
cuentas por cobrar derivadas de ventas de petróleo crudo realizadas en el marco del Acuerdo de
Cooperación Energética de Caracas (véase nota la 9-d).
Los documentos y cuentas por cobrar a empresas y entidades relacionadas comprenden lo siguiente
(en millones):
31 de diciembre de
2007
2006
2007
2006
Dólares
Bolívares
CADAFE
Hovensa
Nynäs
Enelven
Mt. Vernon
Fuerzas Armadas Nacionales
Pequiven
PDV Cupet
Asociación Civil "Administradora de los Fondos
de Pensiones de los Jubilados de Petróleos de
Venezuela, S.A."
Cuentas por cobrar a empleados
Otros
1.090
780
105
140
53
20
164
72
15
563
115
93
51
43
53
-
2.343.557
1.677.041
225.755
301.007
113.953
43.001
352.600
154.804
32.249
1.210.418
247.243
199.945
109.647
92.448
113.947
-
7
154
239
5
126
68
15.050
331.108
513.724
10.750
270.893
146.196
2.824
1.132
6.071.600
2.433.736
Durante el año 2007, las cuentas por cobrar a CADAFE incluyen, principalmente, las operaciones de
suministro de diesel liviano, efectuadas por PDVSA Petróleo, las cuales no generan intereses y no tienen
fecha de vencimiento estipulada, y pueden ser compensadas con el servicio de suministro de energía
proporcionado por CADAFE. En este sentido, durante el año 2007 y 2006, PDVSA Petróleo compensó
cuentas por cobrar a CADAFE por $25 millones y $29 millones (Bs53.750 millones y Bs62.350 millones),
respectivamente. Al 31 de diciembre de 2006, una porción de las cuentas por cobrar a CADAFE por 503
millones (Bs1.081.450 millones), fueron clasificadas como no corrientes.
113
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Las cuentas por cobrar a largo plazo al 31 de diciembre 2007 y 2006, incluyen cuentas por cobrar a los
empleados por $226 millones y $160 millones (Bs486.211 millones y Bs344.000 millones),
respectivamente, correspondiente a préstamos por beneficios contractuales. Además, al 31 de diciembre de
2006, se incluyen saldos con Petrozuata por $41 millones (Bs88.150 millones), que corresponden a deudas
por requerimiento de efectivo.
En Asamblea Extraordinaria de Accionista de PDVSA, celebrada el 20 de enero de 2006, se decidió la
transferencia, a título gratuito, del total de las acciones de Pequiven a la República Bolivariana de
Venezuela, para cumplir con lo establecido en la Ley de Estímulo al Desarrollo de las Actividades
Petroquímica, Carboquímica y Similares, publicada en diciembre de 2005. Con la finalidad de atender los
lineamientos establecidos por el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo y los planes
estratégicos de PDVSA, la Compañía continuará, temporalmente, apoyando financieramente las
actividades de Pequiven. Este apoyo incluye préstamos para capital de trabajo con la finalidad de ejecutar
el plan de inversiones del año 2006, descuentos en los precios del gas metano y financiamiento de cuentas
por cobrar hasta por 180 días. Durante el año 2007 y 2006, PDVSA suministró a Pequiven fondos por $15
y $88 millones (Bs32.250 millones y Bs189.200 millones), respectivamente, para ser utilizados como
capital de trabajo, las cuales se incluyen en las cuentas por cobrar a largo plazo.
Al 31 de diciembre de 2007 y 2006 PDVSA, a través de la filial BITOR, ha suministrado a SINOVENSA
(afiliada de BITOR) fondos por $88 millones y $121millones (Bs189.200 millones y Bs260.150 millones),
respectivamente, para la construcción y operación de un módulo de producción y emulsificación de crudo
extrapesado para la elaboración de Orimulsión® (MPE-3), que se incluye en las cuentas por cobrar a largo
plazo (véase la nota 9-a).
Al 31 de diciembre de 2007 y 2006, se han identificado ciertos activos con valor neto en libros de $82
millones y $87 millones (Bs176.300 millones y Bs187.050 millones), respectivamente, que corresponden a
edificaciones de PDVSA usadas por entidades adscritas a organismos gubernamentales. Durante el año
2004, se formalizaron ciertos contratos de comodato para algunas de estas edificaciones. Los acuerdos en
relación con las condiciones para el uso y la posible transferencia futura del resto de estas edificaciones, se
encuentran en proceso de determinación y formalización legal. Los gastos por concepto de mantenimiento
y otros cargos de estos activos son asumidos por PDVSA, la cual no recibe ninguna contraprestación de
parte de las entidades adscritas a organismos gubernamentales por el uso de los mismos. Al 31 de
diciembre de 2007 y 2006, el valor de dichas edificaciones se presenta en el rubro de otros activos (véase
la nota 15).
114
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
(29) Información sobre Operaciones de Producción, Refinación y Exportaciones
A continuación se presenta un resumen sobre los datos operacionales, relacionados con la producción de
crudo, refinación y exportación, con base en los registros auxiliares de la compañía y en los reportes de
producción fiscalizada del Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo (expresados en MBD):
Años terminados el
31 de diciembre de
2007
2006
Gestión propia de producción de petróleo crudo (1)
Convenios operativos (2)
Empresas mixtas (2)
Convenios de exploración a riesgo
2.292
316
-
2.315
116
241
1
62
61
81
63
65
48
47
59
267
29
219
15
Total producción propia de PDVSA
2.904
2.907
Producción Nación (4)
3.150
3.250
1.303
1.795
1.303
1.795
3.098
3.098
1.004
1.517
1.022
1.625
2.521
2.647
1.874
622
1.917
698
Total exportación propia
2.496
2.615
Exportación Nación (8 y 9)
2.789
2.975
Participación de PDVSA en las asociaciones de la Faja Petrolífera
del Orinoco (3) (véase la nota 9-a y la nota 33-a):
PDVSA Sincor
PDVSA Cerro Negro
Corpoguanipa
Petrozuata
Crudo extrapesado (menos de 8 grados API)
Capacidad de refinación (información no auditada):
Sector nacional (5)
Sector internacional (6)
Total capacidad de refinación
Volumen de crudo procesado en las refinerías:
Sector nacional
Sector internacional (información no auditada) (7)
Total volumen de crudo procesado en las refinerías
Exportación propia:
Petróleo crudo
Productos
115
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
(1)
Incluye petróleo crudo condensado de planta por 7 MBD en el año 2007 y 5 MBD en el año 2006.
(2)
Los Convenios Operativos se mantuvieron vigentes hasta el 31 de marzo de 2006. A partir del 1 de Abril de 2006, se
produjo la migración de estos convenios al esquema de empresas mixtas (véase la nota 9-b).
(3)
Producto del proceso de migración de las Asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco a Empresas Mixtas, a partir de
julio de 2007, la participación de PDVSA Cerro Negro pasó de 41,67% a 83,33%; la participación de Corpoguanipa pasó
de 30% a 70% y la participación de PDVSA en Petrozuata pasó a 100% desde octubre 2007, (véase la nota 9-a). Los
estados financieros de las empresas de las Asociaciones de la Faja fueron auditados por contadores públicos independientes
distintos a los de PDVSA.
(4)
Incluye 246 MBD en el año 2007 y 343 MBD en el año 2006, correspondiente a la participación de terceros en las
Asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco. Los estados financieros de las Asociaciones de la Faja Petrolífera del
Orinoco fueron auditados por contadores públicos independientes distintos a los de PDVSA.
(5)
Incluye las refinerías del sector nacional: Centro de Refinación Paraguaná – CRP (Amuay, Cardón y Bajo Grande), El
Palito, Puerto la Cruz y San Roque.
(6)
Incluye la alícuota correspondiente a PDVSA de las refinerías del sector internacional (Refinería Isla, Nynas, Ruhr Oel,
Hovensa, Lake Charles, Lemont, Corpus Christi, Chalmette).
(7)
La participación de PDVSA en las refinerías de crudos procesados incluye el total de crudo venezolano procesado en las
siguientes refinerías: (Isla, Nynas, Ruhr Oel, Hovensa, Lake Charles, Lemont, Corpus Christi, Chalmette). El crudo
procesado por Refinería Isla es 209 MBD en el año 2007 y 205 MBD en el año 2006.
(8)
Incluye 293 MBD en el año 2007 y 360 MBD en el año 2006, correspondiente a la participación de terceros en las
Asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco.
(9)
Incluye ventas por 25 MBD a Petroecuador, las cuales se presentan en los estados financieros consolidados, compensadas
de las compras realizadas en el marco del convenio energético existente entre PDVSA y Petroecuador.
116
(Continúa)
35.520
44.853
2.535
47.002
Total pasivo y patrimonio
35.354
13.574
11.291
9.160
4.318
1.670
350
1
649
154
516
-
2.648
1.597
665
1
385
4.842
9.160
1.477
213
77
994
176
17
-
7.683
6.977
100
235
371
-
7.457
1.371
1.254
2
256
380
616
-
117
116
1
-
6.086
7.457
1.037
105
16
852
59
5
-
6.420
4.566
89
90
1.675
-
42.626
17.846
11.553
216
321
4.512
5.769
735
6.293
4.367
698
863
365
24.780
39.128
25.368
3.477
1.273
10.582
5.545
14
1.709
2.768
13.760
7.046
2.215
2.612
548
520
819
117
(1) Representan eliminaciones, ajustes y reclasificaciones entre los sectores nacional e internacional para efectos de consolidación de los estados financieros.
18.359
26.108
Total pasivos
305
131
3.360
1.508
5.987
-
2.283
7.749
1.237
162
4.354
2.840
9.766
-
535
529
192
1.027
21.780
38.055
5.880
808
16
1.045
20.894
Total pasivo corriente
Porción corriente de la deuda a largo plazo
Beneficios a los empleados y otros beneficios post-retiro
Cuentas por pagar a proveedores
Impuesto sobre la renta por pagar
Acumulaciones y otros pasivos
Pasivos mantenidos para la venta
Total pasivo no circulante
Pasivo:
Deuda a largo plazo, neto de porción corriente
Beneficios a los empleados y otros beneficios post-retiro,
neto de porción corriente
Impuesto sobre la renta diferido
Acumulaciones y otros pasivos, neto de porción corriente
Patrimonio
5.647
50.500
Total activo corriente
Total activo
677
204
1.714
1.241
1.497
314
-
Inventarios
Créditos fiscales por recuperar
Documentos y cuentas por cobrar
Gastos pagados por anticipado y otros activos
Efectivo restringido
Efectivo y equivalentes de efectivo
Activos mantenidos para la venta
300
69
1.610
130
356
70
-
26.990
314
1.389
3.081
2.701
1.045
33.503
1.639
5.296
3.498
917
Dólares -
Activo:
Propiedades, plantas y equipos, neto
Inversiones en afiliadas
Impuesto sobre la renta diferido
Cuentas por cobrar a largo plazo y otros activos
Créditos fiscales por recuperar, neto de porción corriente
Efectivo restringido, neto de porción corriente
Total activo no corriente
Exploración y
producción
2007
2006
24.592
7.012
4.966
134
245
769
481
3.337
-
2.046
550
606
491
399
17.580
21.891
10.607
2.722
690
3.849
2.198
74
1.074
-
11.284
5.921
150
1.624
2.045
759
785
Sector Nacional
Refinación,
comercio,
Gas
suministro y otros
2007
2006
2007
2006
Un resumen consolidado de la información financiera de PDVSA, por sectores y actividades se presenta a continuación, para dar cumplimiento
al Artículo Nº 20 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos (en millones):
(30) Información Financiera de los Sectores Nacional e Internacional
31 de diciembre de 2007 y 2006
Notas a los Estados Financieros Consolidados
98.788
48.272
31.582
1.803
484
9.515
2.994
16.051
735
16.690
11.844
2.171
880
1.795
50.516
98.788
32.492
4.367
1.554
13.290
6.962
1.511
2.040
2.768
66.296
47.526
2.315
4.486
6.215
4.018
1.736
67.403
21.957
17.511
439
378
4.385
2.369
9.940
-
4.446
1.085
1.251
684
1.426
45.446
67.403
14.179
3.127
775
6.311
2.387
430
1.149
-
53.224
37.477
553
3.103
6.801
3.460
1.830
Total Sector
Nacional
2007
2006
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
21.389
12.312
5.029
1.074
18
2.390
55
1.462
30
7.283
1.285
745
1.208
4.045
9.077
21.389
13.550
5.058
4
3.362
3.320
44
1.285
477
7.839
4.910
2.269
653
7
18.992
10.896
3.652
213
16
1.744
118
1.561
-
7.244
1.177
480
1.405
4.182
8.096
18.992
11.191
4.598
1
3.676
1.772
11
1.133
-
7.801
5.026
2.363
314
98
Sector
Internacional
2007
2006
(12.505)
(8.974)
(6.135)
(12)
(6.255)
(1)
133
-
(2.839)
(408)
314
(2.745)
(3.531)
(12.505)
(6.693)
(955)
1.788
(4.965)
(2.561)
-
(5.812)
(2.496)
857
(2.385)
(1.788)
-
(5.866)
(5.427)
(2.008)
(20)
250
(2.238)
-
(3.419)
(3.419)
(439)
(5.866)
(2.337)
(722)
(441)
(1.174)
-
(3.529)
(413)
340
(3.456)
-
Eliminaciones,
ajustes y
reclasificaciones (1)
2007
2006
107.672
51.610
30.476
2.877
490
5.650
3.048
17.646
765
21.134
13.129
2.508
2.402
3.095
56.062
107.672
39.349
8.470
3.346
11.687
7.721
1.555
3.325
3.245
68.323
52.436
2.088
5.343
4.483
2.230
1.743
(Continúa)
80.529
27.426
19.155
652
374
6.379
2.487
9.263
-
8.271
2.262
1.731
2.089
2.189
53.103
80.529
23.033
7.003
776
9.546
2.985
441
2.282
-
57.496
42.503
2.503
3.443
3.659
3.460
1.928
Consolidado
Mundial
2007
2006
4.328
-
4.328
2.600
6.928
4.803
11.731
1.917
-
1.917
1.525
3.442
5.396
8.838
-
34.785
39.605
-
5.656
5.161
100
2.269
924
18.051
289
2.335
43.623
51.336
6.798
4.822
154
2.446
723
21.248
402
3.012
34.924
8.699
-
41.163
10.173
-
615
-
615
402
1.017
125
1.142
33
-
3.623
538
948
219
179
511
1
1.227
4.732
1.497
3.235
-
2007
Gas
1.298
-
1.298
644
1.942
87
2.029
-
1.772
534
699
161
120
286
(28)
3.801
1.340
2.461
-
2006
483
71
412
1.105
1.517
9.171
10.688
61
-
20.799
21.042
1.784
759
862
222
47
(3.917)
31.426
21.212
10.189
25
397
-
397
823
1.220
8.298
9.518
202
-
16.437
15.086
2.233
759
643
98
15
(2.397)
25.753
18.097
7.348
308
Sector Nacional
Refinación, comercio,
suministro y otros
2007
2006
(2.166)
-
(2.166)
-
(2.166)
-
(2.166)
-
(21.276)
(21.276)
-
(23.442)
(2.141)
(21.276)
(25)
118
(1.629)
-
(1.629)
-
(1.629)
-
(1.629)
-
(16.274)
(16.274)
-
(17.903)
(1.574)
(16.275)
(54)
Eliminaciones (1)
2007
2006
(1) Representa las eliminaciones de ventas, compras y costos entre actividades.
(2) Representa las eliminaciones, ajustes y reclasificaciones de ventas, compras y otros entre los sectores nacional e internacional para efectos de consolidación de los estados financieros
Ganancia neta
Ganancia de operaciones descontinuadas, neta de
impuesto
Ganancia neta de operaciones continuas
Impuesto sobre la renta
Ganancia antes de impuesto
sobre la renta
Aportes para el desarrollo social
Ganancia antes de aportes para el
desarrollo social e impuesto
sobre la renta
Participación patrimonial en resultados
netos de afiliadas
Ganancia en venta de inversión en afiliada
Costos y gastos:
Compras de petróleo crudo y sus productos
Gastos de operación
Gastos de exploración
Depreciación y amortización
Gastos de venta, administración y generales
Regalías, impuesto de extracción y otros impuestos
Gastos de financiamiento
Otros (ingresos) egresos, neto
Ventas de petróleo crudo y sus productos:
Exportaciones y en el exterior
En Venezuela
Otras ventas
Exploración y
producción
2007
2006
31 de diciembre de 2007 y 2006
Notas a los Estados Financieros Consolidados
3.260
71
3.189
4.107
7.296
14.099
21.395
94
-
42.751
7.102
7.554
154
3.424
1.764
21.981
450
322
64.052
61.731
2.321
-
1.983
-
1.983
2.992
4.975
13.781
18.756
202
-
36.720
5.002
8.093
100
3.189
1.687
18.435
304
(90)
55.274
52.787
2.233
254
Total Sector
Nacional
2007
2006
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
1.771
29
1.742
1.403
3.145
3
3.148
630
-
53.370
44.640
7.013
515
584
134
484
55.888
50.238
5.650
-
3.672
-
3.672
1.242
-
1.242
749
(493)
5.333
-
749
9
641
(23.797)
(23.605)
391
79
354
(1.016)
(23.698)
(18.149)
(5.614)
65
(203)
20
(223)
(622)
(845)
-
(845)
48
-
(20.115)
(19.894)
(38)
(14)
(6)
(153)
(10)
(21.008)
(15.130)
(5.879)
1
Eliminaciones,
ajustes y
reclasificaciones (2)
2007
2006
1.661
3
5.336
870
1.432
61.952
53.670
6.724
465
503
116
474
64.986
59.107
5.879
-
Sector
Internacional
2007
2006
6.273
100
6.173
5.017
11.190
14.102
25.292
733
641
72.324
28.137
14.958
154
4.018
2.702
21.981
584
(210)
96.242
93.820
2.357
65
(Continúa)
5.452
20
5.432
4.031
9.463
13.784
23.247
1.120
1.432
78.557
38.778
14.779
100
3.640
2.184
18.435
267
374
99.252
96.764
2.233
255
Consolidado
Mundial
2007
2006
12.141.751
7.059.209
101.039.515
Total pasivo
Total patrimonio y pasivo
77.847.625
29.184.100
24.275.650
19.694.000
9.283.700
3.590.500
752.500
2.150
1.395.350
331.100
1.109.400
-
5.693.200
3.433.550
1.429.750
2.150
827.750
10.410.300
19.694.000
3.175.550
457.950
165.550
2.137.100
378.400
36.550
-
16.518.450
15.000.550
215.000
505.250
797.650
-
2007
Gas
16.032.550
2.947.650
2.696.100
4.300
550.400
817.000
1.324.400
-
251.550
249.400
2.150
-
13.084.900
16.032.550
2.229.550
225.750
34.400
1.831.800
126.850
10.750
-
13.803.000
9.816.900
191.350
193.500
3.601.250
-
2006
119
91.645.199
38.368.900
24.838.950
464.400
690.150
9.700.800
12.403.350
1.580.250
13.529.950
9.389.050
1.500.700
1.855.450
784.750
53.276.299
84.124.499
54.540.499
7.474.849
2.736.950
22.751.300
11.921.750
30.100
3.674.350
5.951.200
29.584.000
15.148.900
4.762.250
5.615.800
1.178.200
1.118.000
1.760.850
2007
51.263.841
15.075.800
10.676.900
288.100
526.750
1.653.350
1.034.150
7.174.550
-
4.398.900
1.182.500
1.302.900
1.055.650
857.850
36.188.041
45.456.691
21.196.091
4.243.341
1.483.500
8.275.350
4.725.700
159.100
2.309.100
-
24.260.600
12.730.150
322.500
3.491.600
4.396.750
1.631.850
1.687.750
2006
Sector Nacional
Refinación, comercio,
suministro y otros
(1) Representan eliminaciones, ajustes y reclasificaciones entre los sectores nacional e internacional para efectos de consolidación de los estados financieros.
39.471.850
56.132.200
Total pasivo corriente
655.750
281.650
7.224.000
3.242.200
12.872.050
-
4.908.450
2.659.550
348.300
9.361.100
6.106.000
20.996.900
-
16.660.350
Porción corriente de la deuda a largo plazo
Beneficios a los empleados y otros beneficios post-retiro
Cuentas por pagar a proveedores
Impuesto sobre la renta por pagar
Acumulaciones y otros pasivos
Pasivos mantenidos para la venta
Total pasivo no corriente
1.150.250
1.137.350
412.800
2.208.050
12.642.000
1.737.200
34.400
2.246.750
48.663.525
44.907.315
83.654.775
Pasivo:
Deuda a largo plazo, neto de porción corriente
Beneficios a los empleados y otros beneficios post-retiro,
neto de porción corriente
Impuesto sobre la renta diferido
Acumulaciones y otros pasivos, neto de porción corriente
108.560.215
2.253.959
148.350
3.461.500
279.500
765.400
150.500
-
76.595.566
96.418.464
1.456.251
438.600
3.685.100
2.668.150
3.218.550
675.100
-
58.256.066
675.100
2.986.350
6.624.150
5.807.150
2.246.750
2006
72.015.964
3.523.850
11.386.400
7.520.700
1.971.550
2007
Patrimonio
Total activo
Total activo corriente
Inventarios
Créditos fiscales por recuperar
Documentos y cuentas por cobrar
Gastos pagados por anticipado y otros activos
Efectivo restringido
Efectivo y equivalentes de efectivo
Activos mantenidos para la venta
Total activo no corriente
Activo:
Propiedades, plantas y equipos, neto
Inversiones en afiliadas
Impuesto sob
Cuentas por cobrar a largo plazo y otros activos
Créditos fiscales por recuperar, neto de porción corriente
Efectivo restringido, neto de porción corriente
Bolívares -
Exploración y
producción
31 de diciembre de 2007 y 2006
212.378.714
103.784.800
67.901.300
3.876.450
1.040.600
20.457.250
6.437.100
34.509.650
1.580.250
35.883.500
25.464.600
4.667.650
1.892.000
3.859.250
108.593.914
212.378.714
69.857.800
9.389.050
3.341.100
28.573.500
14.968.300
3.248.650
4.386.000
5.951.200
142.520.914
102.165.414
4.977.250
9.644.900
13.362.250
8.638.700
3.732.400
145.144.016
47.207.550
37.648.650
943.850
812.700
9.427.750
5.093.350
21.371.000
-
9.558.900
2.332.750
2.689.650
1.470.600
3.065.900
97.936.466
145.144.016
30.484.850
6.723.050
1.666.250
13.568.650
5.132.050
924.500
2.470.350
-
114.659.166
80.803.116
1.188.950
6.671.450
14.622.150
7.439.000
3.934.500
2006
Total Sector
Nacional
2007
Notas a los Estados Financieros Consolidados
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela
45.986.350
26.470.800
10.812.350
2.309.100
38.700
5.138.500
118.250
3.143.300
64.500
15.658.450
2.762.750
1.601.750
2.597.200
8.696.750
19.515.550
45.986.350
29.132.500
10.874.700
8.600
7.228.300
7.138.000
94.600
2.762.750
1.025.550
16.853.850
10.556.500
4.878.350
1.403.950
15.050
2007
40.832.800
23.426.400
7.851.800
457.950
34.400
3.749.600
253.700
3.356.150
-
15.574.600
2.530.550
1.032.000
3.020.750
8.991.300
17.406.400
40.832.800
24.060.650
9.885.700
2.150
7.903.400
3.809.800
23.650
2.435.950
-
16.772.150
10.805.900
5.080.450
675.100
210.700
2006
Sector
Internacional
(26.872.587)
(19.292.976)
(13.186.868)
(544)
(25.682)
(13.449.807)
(1.663)
291.201
(373)
(6.106.108)
963
(877.704)
673.309
(5.902.676)
(7.579.611)
(26.872.476)
(14.391.029)
(2.054.974)
3.844.311
(10.674.142)
(5.506.178)
(2.245)
4.035
(1.836)
(12.481.447)
(5.357.041)
1.843.817
(5.125.566)
(3.844.311)
1.654
2007
(12.615.562)
(11.672.603)
(4.320.399)
890
(41.375)
537.716
964
(4.818.594)
-
(7.352.204)
(1.181)
(284)
249
(7.350.988)
(942.959)
(12.615.562)
(5.026.003)
(1.558.677)
624
(948.693)
(2.520.232)
499
476
-
(7.589.559)
(891.606)
733.497
(7.431.364)
(86)
2006
Eliminaciones, ajustes y
reclasificaciones (1)
231.492.477
110.962.624
65.526.782
6.185.006
1.053.618
12.145.943
6.553.687
37.944.151
1.644.377
45.435.842
28.228.313
5.391.696
5.162.509
6.653.324
120.529.853
231.492.477
84.599.160
18.208.776
7.193.900
25.127.658
16.600.122
3.341.005
7.152.785
6.974.914
146.893.317
112.721.914
4.498.559
11.488.717
9.640.634
4.794.389
3.749.104
2007
(Continúa)
173.361.254
58.961.347
41.180.051
1.402.690
805.725
13.715.066
5.348.014
19.908.556
-
17.781.296
4.862.119
3.721.366
4.491.599
4.706.212
114.399.907
173.361.254
49.519.497
15.050.073
1.669.024
20.523.357
6.421.618
948.649
4.906.776
-
123.841.757
91.609.016
5.377.794
7.404.947
7.865.886
7.439.000
4.145.114
2006
Consolidado
Mundial
9.305.200
-
9.305.200
5.590.000
14.895.200
10.326.450
25.221.650
4.121.550
-
4.121.550
3.278.750
7.400.300
11.601.400
19.001.700
-
74.787.750
85.150.750
-
12.160.400
11.096.150
215.000
4.878.350
1.986.600
38.809.650
621.350
5.020.250
93.789.450
110.372.400
14.615.700
10.367.300
331.100
5.258.900
1.554.450
45.683.200
864.300
6.475.800
75.086.600
18.702.850
-
88.500.450
21.871.950
-
1.322.250
-
1.322.250
864.300
2.186.550
268.750
2.455.300
70.950
-
7.789.450
1.156.700
2.038.200
470.850
384.850
1.098.650
2.150
2.638.050
10.173.800
3.218.550
6.955.250
-
2007
Gas
2.790.700
-
2.790.700
1.384.600
4.175.300
187.050
4.362.350
-
3.809.800
1.148.100
1.502.850
346.150
258.000
614.900
(60.200)
8.172.150
2.881.000
5.291.150
-
2006
1.038.450
152.650
885.800
2.375.750
3.261.550
19.717.650
22.979.200
131.150
-
44.717.850
45.240.300
3.835.600
1.631.850
1.853.300
477.300
101.050
(8.421.550)
67.565.900
45.605.800
21.906.350
53.750
El sector internacional se conforma principalmente por las siguientes compañías: PDVSA América, S.A. y sus filiales, Interven, S.A. y sus filiales, Refinería Isla, S.A.,
PDVSA VI, PDV Holding y sus filiales (CITGO), Venedu, Petromar, PMI Panamá, PMI Aruba, PDVSA do Brasil, PDV Insurance, Propernyn BV.
El sector nacional se conforma principalmente por las siguientes compañías: Palmaven, S.A., Bitúmenes Orinoco, S.A., PDVSA Gas, S.A. y sus filiales, PDVSA
Petróleo y sus filiales, S,A., Proesca, S.A., PDVSA Agrícola, S.A., Corporación Venezolana de Petróleo, S.A. y sus filiales y Deltaven, S. A.
853.550
-
853.550
1.769.450
2.623.000
17.840.700
20.463.700
434.300
-
35.339.550
32.434.900
4.800.950
1.631.850
1.382.450
210.700
32.250
(5.153.550)
55.368.950
38.908.550
15.798.200
662.200
Sector Nacional
Refinación, comercio,
suministro y otros
2007
2006
(2) Representa las eliminaciones, ajustes y reclasificaciones de ventas, compras y otros entre los sectores nacional e internacional para efectos de consolidación de los estados financieros
(1) Representa las eliminaciones de ventas, compras y costos entre actividades.
Ganancia neta
Ganancia de operaciones descontinuadas, neta de impuesto
Ganancia neta de operaciones continuas
Impuesto sobre la renta
Ganancia antes de impuesto sobre la renta
Aportes para el desarrollo social
Ganancia antes de aportes para el desarrollo
social e impuesto sobre la renta
Participación patrimonial en resultados netos de afiliadas
Ganancia en venta de inversión en afiliada
Costos y gastos:
Compras de petróleo crudo y sus productos
Gastos de operación
Gastos de exploración
Depreciación y amortización
Gastos de venta, administración y generales
Regalías, impuesto de extracción y otros impuestos
Gastos de financiamiento
Otros (ingresos) egresos, neto
Ventas de petróleo crudo y sus productos
Exportaciones en el exterior
En Venezuela
Otras ventas
Exploración y
producción
2007
2006
120
(4.656.900)
-
(4.656.900)
-
(4.656.900)
-
(4.656.900)
-
(45.743.400)
(45.743.400)
-
(50.400.300)
(4.603.150)
(45.743.400)
(53.750)
(3.502.350)
-
(3.502.350)
-
(3.502.350)
-
(3.502.350)
-
(34.989.100)
(34.989.100)
-
(38.491.450)
(3.384.100)
(34.991.250)
(116.100)
Eliminaciones (1)
2007
2006
31 de diciembre de 2007 y 2006
Notas a los Estados Financieros Consolidados
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
7.009.000
152.650
6.856.350
8.830.050
15.686.400
30.312.850
45.999.250
202.100
-
91.914.650
15.269.300
16.241.100
331.100
7.361.600
3.792.600
47.259.150
967.500
692.300
137.711.800
132.721.650
4.990.150
-
4.263.450
-
4.263.450
6.432.800
10.696.250
29.629.150
40.325.400
434.300
-
78.948.000
10.754.300
17.399.950
215.000
6.856.350
3.627.050
39.635.250
653.600
(193.500)
118.839.100
113.492.050
4.800.950
546.100
Total Sector
Nacional
2007
2006
3.807.650
62.350
3.745.300
3.016.450
6.761.750
6.450
6.768.200
1.354.500
-
114.745.500
95.976.000
15.077.950
1.107.250
1.255.600
288.100
1.040.600
120.159.200
108.011.700
12.147.500
-
7.894.800
-
7.894.800
3.571.150
11.465.950
6.450
11.472.400
1.870.500
3.078.800
133.196.800
115.390.500
14.456.600
999.750
1.081.450
249.400
1.019.100
139.719.900
127.080.050
12.639.850
-
Sector
Internacional
2007
2006
2.679.299
894
2.678.405
(1.061.804)
1.616.601
226
1.616.827
21.003
1.378.150
(51.167.889)
(50.754.316)
837.533
55
153.996
762.651
(4.617)
161
(2.163.352)
(50.950.215)
(39.019.512)
(12.070.519)
139.816
(412.673)
42.850
(455.523)
(1.336.744)
(1.792.267)
830
(1.791.437)
106.335
-
(43.270.272)
(42.781.707)
(86.239)
807
(29.034)
(13.098)
(514)
(328.051)
(32.436)
(45.168.044)
(32.529.870)
(12.640.883)
2.709
Eliminaciones,
ajustes y
reclasificaciones (2)
2007
2006
13.495.949
215.894
13.280.055
10.784.696
24.064.751
30.319.526
54.384.277
1.577.603
1.378.150
155.492.261
60.490.984
32.156.583
331.155
8.622.846
5.810.851
47.254.533
1.255.761
(430.452)
206.920.785
201.713.838
5.067.131
139.816
(Continúa)
11.745.577
42.850
11.702.727
8.667.206
20.369.933
29.636.430
50.006.363
2.411.135
3.078.800
168.874.528
83.363.093
31.770.311
215.807
7.827.066
4.695.402
39.634.736
574.949
793.164
213.390.956
208.042.230
4.799.917
548.809
Consolidado
Mundial
2006
2007
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
(31) Contribuciones Legales
(a)
Ley Orgánica de Ciencia, Tecnología e Innovación
En agosto de 2005 se promulgó la Ley Orgánica de Ciencia, Tecnología e Innovación. De acuerdo
con esta Ley, a partir del 1° de enero de 2006, las grandes empresas del país deben destinar,
anualmente, una cantidad equivalente a 0,5% de los ingresos brutos obtenidos en el territorio
nacional, en cualesquiera de las actividades de inversión en ciencia, tecnología e innovación. De
acuerdo con la referida Ley, son grandes empresas aquéllas que tienen ingresos brutos anuales
superiores a 100.000 Unidades Tributarias (UT). Además la Ley establece que estas grandes
empresas del país, que se dediquen a las actividades establecidas en las Leyes Orgánicas de
Hidrocarburos y de Hidrocarburos Gaseosos, deberán aportar anualmente una cantidad equivalente a
2% de los ingresos brutos obtenidos en el territorio nacional en actividades de inversión en ciencia,
tecnología e innovación. Durante los años terminados el 31 de diciembre de 2007 y 2006, la
Compañía aplicó el principio de la unidad económica y determinó un aporte por $1.287 millones y
$1.077 millones (Bs2.766.050 millones y Bs2.315.550 millones), respectivamente, en forma
consolidada con sus filiales domiciliadas en Venezuela, el cual fue compensado con desembolsos
relacionados con inversión en actividades de ciencia, tecnología e innovación, efectuados durante
esos años.
(b)
Ley Orgánica contra el Tráfico Ilícito y el Consumo de Sustancias Estupefacientes y Psicotrópicas
Con fecha 16 de diciembre de 2005 fue publicada en la Gaceta Oficial Nº 38.287, la Ley Orgánica
Contra el Tráfico Ilícito y el Consumo de Sustancias Estupefacientes y Psicotrópicas, la cual deroga
la anterior Ley del 30 de septiembre de 1993. La mencionada Ley establece que todas las personas
jurídicas, públicas y privadas que ocupen cincuenta trabajadores o más, destinarán 1% de la ganancia
neta anual, a programas de prevención integral social contra el tráfico y consumo de drogas ilícitas y,
de este porcentaje, se destinará 0,5% para los programas de protección integral a favor de los niños,
niñas y adolescentes. Durante los años terminados el 31 de diciembre de 2007 y 2006, la Compañía
reconoció un gasto de aproximadamente $19 millones y $33 millones (Bs40.850 millones y
Bs70.950 millones), respectivamente por este concepto, el cual se contabilizó como otros (ingresos)
egresos, neto en los estados consolidados de resultados de cada año.
(32) Nuevas Leyes
(a)
Ley de Impuesto a las Transacciones Financieras
Con fecha 5 de octubre de 2007, el Ejecutivo Nacional dictó el Decreto con Rango Valor y Fuerza de
Ley de Impuesto a las Transacciones Financieras de las Personas Jurídicas y Entidades Económicas
sin Personalidad Jurídica. Esta Ley establece que las personas jurídicas y entidades económicas sin
personalidad jurídica deberán pagar una cantidad equivalente a 1,5 % del monto de las transacciones
financieras que realicen. Esta Ley estará en vigencia desde el 1° de noviembre de 2007 hasta el 31
de diciembre de 2008.
121
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
(b)
Ley Orgánica de Reorganización del Sector Eléctrico
En la Gaceta Oficial Nº 38.736, del 31 de julio de 2007, se publicó el Decreto con Rango, Valor y
Fuerza de Ley Orgánica de Reorganización del Sector Eléctrico, el cual crea la sociedad anónima
Corporación Eléctrica Nacional, S.A. adscrita al Ministerio del Poder Popular para la Energía y
Petróleo, cuya actividad se centrará en la generación, transmisión, distribución y comercialización de
potencia y energía eléctrica. El capital social será suscrito en 75% por la República, a través del
Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo, y en 25% por PDVSA. Esta Ley ordena a la
República, a la Corporación Venezolana de Guayana (CVG) y a PDVSA, transferir las acciones que
posean de empresas eléctricas públicas a la Corporación Eléctrica Nacional, S.A. (véase la nota 10).
(c)
Ley Habilitante
Con fecha 1° de febrero de 2007, la Asamblea Nacional aprobó la Ley que Autoriza al Presidente de
la República para dictar Decretos con Rango, Valor y Fuerza de Ley, en un grupo de materias
delegadas por un período de 18 meses a partir de su publicación. De acuerdo con el texto de esta
Ley, las materias objeto de esta autorización comprenden temas en los ámbitos de transformación de
las instituciones del estado, participación popular, económico y social, financiero y tributario y
energético.
(d)
Ley de Reconversión Monetaria
El 6 de marzo de 2007, se publicó en Gaceta Oficial Nº 38.638, el Decreto con Rango, Valor y
Fuerza de Ley de Reconversión Monetaria, la cual estipula, que a partir del 1° de enero de 2008, la
unidad del sistema monetario de la República Bolivariana de Venezuela, se expresará en el
equivalente de un mil bolívares actuales. En consecuencia, los bolívares existentes a la mencionada
fecha, deberán ser convertidos a la nueva unidad monetaria dividiéndolos entre mil y llevándolos al
céntimo más cercano.
Con fecha 21 de junio de 2007, el Directorio del BCV emitió la Resolución Nº 07-06-02, por medio
de la cual se dictan las “Normas que rigen la Reexpresión Monetaria y el Redondeo”. En el Artículo
Nº 6 de esta Resolución, se establece que la preparación y presentación de los estados financieros
correspondientes a ejercicios terminados antes del 1 de enero de 2008, cuya aprobación se efectúe
con posterioridad a dicha fecha, deberá realizarse en bolívares actuales de acuerdo con principios de
contabilidad de aceptación general. A los efectos de comparación con ejercicios posteriores, los
saldos contables de dichos estados financieros se convertirán conforme a lo dispuesto en el Artículo
Nº 1 del Decreto con Rango, Valor y Fuerza de Ley de Reconversión Monetaria.
PDVSA, en cumplimiento con la mencionada Ley ha aplicado los mecanismos tecnológicos y
administrativos - financieros, para garantizar su cumplimiento, y la gerencia de la Compañía, estima
que los procesos y costos de adaptación de esta nueva Ley no tendrán efectos significativos en los
estados financieros consolidados al 31 de diciembre de 2007.
122
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
(33) Eventos Subsecuentes
(a)
Empresas Mixtas
El 31 de enero de 2008, CVP y Veba Oil & Gas Cerro Negro GmbH (filial de British Petroleum),
firmaron el Acuerdo de Conversión a Empresa Mixta Petromonagas, S. A. Durante marzo de 2008,
fueron publicados los decretos de transferencia en Gaceta Oficial Nº 38.884 para Petrolera Guiria,
S.A. y Petromonagas, S.A.
Durante enero de 2008, fueron publicados en Gaceta Oficial Nº 38.846 y Nº 38.847 los decretos de
transferencia para Petropiar, S.A., Petrocedeño, S.A., respectivamente; en la Nº 38.851 para
Petrosucre, S.A. y Petrolera Paria, S.A. y en la Nº 38.852 para Petrolera Sinovensa, S.A. (véase
nota 9-a).
(b)
Renovación Línea de Crédito BNP Paribas
El 25 de enero de 2008, se renovó la línea de crédito por $1.124 millones (Bs2.416.600 millones),
contratada originalmente en el año 2007 con un grupo de bancos y liderada por el BNP Paribas y
vencimiento el 30 de enero de 2008. Este préstamo fue extendido por un año adicional y causará
intereses a una tasa LIBOR más 150 puntos base (véase la nota 21).
(c)
Nuevas Filiales de PDVSA
Con base en los lineamientos establecidos por el MENPET y en los planes estratégicos de PDVSA,
durante febrero de 2008 la Junta Directiva de PDVSA aprobó la creación de las siguientes filiales:
ƒ
PDVSA Desarrollos Urbanos, S.A.
ƒ
PDVSA Ingeniería y Construcción, S.A.
ƒ
PDVSA Naval, S.A.
ƒ
Productora y Distribuidora Venezolana de Alimentos, S.A. (PDVAL)
Estas filiales fueron creadas con la finalidad de realizar actividades de desarrollo y ejecución de
obras de infraestructura social, servicios de ingeniería y construcción de proyectos mayores,
construcción, reparación y mantenimiento de buques, producción, abastecimiento y comercialización
de alimentos, exploración y producción, refinación, comercio y suministro, relacionadas directa o
indirectamente con los hidrocarburos; así como también, para ejecutar proyectos y programas
sociales, culturales, tecnológicos y educativos.
123
(Continúa)
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(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
(d)
Acuerdo de Finiquito con ENI por el Campo Dación
En febrero de 2008, PDVSA suscribió un acuerdo de finiquito con la compañía italiana ENI, el cual
permitió la toma del control accionario por parte de PDVSA en 100%, de la empresa mixta
relacionada con el convenio operativo del campo Dación, ubicado en el Estado Anzoátegui. El
monto final de la compensación fue de $700 millones, el pago se hará en siete años y tendrá como
soporte el flujo de caja de Petrosucre, S.A., empresa mixta donde ENI participa como socio
minoritario (véase la nota 9-b).
(e)
Arbitraje ante la Cámara de Comercio Internacional (CCI)
Mobil Cerro Negro, Ltd. solicitó una orden de congelamiento y entrega de información a nivel
mundial que fue otorgada por la Corte Suprema de Inglaterra y Gales el 24 de enero de 2008. La
orden prohíbe a PDVSA disponer de sus activos en Inglaterra y Gales y la obliga a mantener, a nivel
mundial, activos libres de gravámenes por un monto de $12.000 millones. La orden establece que no
se prohíbe a PDVSA disponer de cualquiera de sus activos en el curso ordinario y apropiado de sus
negocios. PDVSA presentó su argumentación de defensa el 14 de febrero de 2008. El 18 de marzo
de 2008, la Corte Suprema de Inglaterra y Gales emitió posición a favor de PDVSA, donde rechaza
la orden de congelamiento otorgada anteriormente.
El 25 de enero de 2008, la empresa Mobil Cerro Negro Ltd. (filial de ExxonMobil), introdujo una
solicitud de arbitraje ante el la Corte de Arbitraje Internacional de la Cámara de Comercio
Internacional (CCI) en New York, en contra de PDVSA y PDVSA Cerro Negro, alegando el
incumplimiento de obligaciones contractuales asumidas bajo el Convenio de Asociación del
Proyecto Cerro Negro por parte de PDVSA Cerro Negro, y de los términos de una garantía por parte
de PDVSA.
El 5 de marzo de 2008 la OPEP emitió resolución expresando su apoyo a la Republica Bolivariana
de Venezuela y a PDVSA, en el ejercicio de su derecho soberano para el manejo de sus recursos
naturales, en concordancia con las leyes internacionales, un derecho reiterado por las Declaraciones
de las Cumbres Jefes de Estado y Gobierno de Argel, Caracas y Riyadh.
PDVSA considera que la resolución de esta disputa no tendrá un efecto significativo sobre sus
operaciones y situación financiera.
(f)
Pronunciamientos Contables Recientemente Emitidos
En enero de 2008, la IASB emitió la Norma Internacional de Información Financiera Nº 3 revisada
Combinaciones de Negocios (NIIF 3). Adicionalmente, la IASB emitió una enmienda a la Norma
Internacional de Contabilidad Nº 27 (NIC 27) Estados Financieros Consolidados y Separados. Estas
normas estarán en vigencia para los ejercicios económicos iniciados en o después del 1° de julio de
2009. Estas normas están siendo evaluadas por la gerencia de la Compañía.
124
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
(34) Información Suplementaria sobre Actividades de Exploración y Producción de Petróleo y Gas (no
auditada)
Los cuadros siguientes proporcionan información suplementaria sobre las actividades de exploración,
desarrollo y producción de petróleo y gas. Todas las actividades de exploración y producción se realizan
en territorio venezolano, principalmente por PDVSA Petróleo, CVP y PDVSA Gas.
Cuadro I - Reservas de Petróleo Crudo y Gas Natural
Todas las reservas de petróleo crudo y gas natural están situadas en el territorio venezolano y son
propiedad de la República Bolivariana de Venezuela. Las reservas de petróleo crudo y gas natural son
estimadas por PDVSA y revisadas por el Ministerio del Poder Popular para la Energía y el Petróleo,
aplicando las definiciones de reservas las cuales concuerdan con las establecidas por el American
Petroleum Institute (API) de los Estados Unidos de América.
Las reservas probadas son las cantidades estimadas de petróleo y gas en yacimientos conocidos que, con
razonable certeza, se podrán recuperar en el futuro bajo las condiciones económicas y operativas actuales.
Debido a la incertidumbre inherente y al carácter limitado de los datos sobre los yacimientos, las
estimaciones de las reservas están sujetas a modificaciones, a través del tiempo, a medida que se dispone
de mayor información. Las reservas probadas no incluyen los volúmenes adicionales que podrían resultar
de extender las áreas exploradas actuales, o de la aplicación de procesos de recuperación secundaria que no
han sido ensayados y calificados como económicamente factibles.
Las reservas probadas desarrolladas de petróleo y gas comprenden las cantidades que pueden ser
recuperadas de los pozos existentes, con equipos y métodos actualmente en uso. Las reservas probadas no
desarrolladas son aquellos volúmenes que se esperan recuperar, mediante inversiones en la perforación de
nuevos pozos en áreas no desarrolladas o en la culminación de pozos existentes.
Las reservas probadas de petróleo crudo han sido agrupadas en crudo convencional (liviano, mediano y
pesado) y petróleo extrapesado.
125
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Un resumen de las variaciones anuales en las reservas probadas de petróleo crudo y gas natural se presenta
a continuación:
(a)
Petróleo Crudo Convencional y Extrapesado (en millones de barriles)
Años terminados el
31 de diciembre de
2007
2006
Reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de petróleo
crudo convencional al 1° de enero
Revisiones
Extensiones y descubrimientos
Producción
41.341
228
520
(885)
41.572
571
117
(919)
Reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de petróleo
crudo convencional al 31 de diciembre
41.204
41.341
Reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de crudos
extrapesados al 31 de diciembre
58.173
45.983
Total general de reservas probadas desarrolladas
y no desarrolladas al 31 de diciembre
99.377
87.324
Total reservas probadas desarrolladas, sometidas
a producción, incluyendo crudos extrapesados al
31 de diciembre (contenidas en el total anterior)
15.537
19.620
Por el trimestre terminado el 31 de marzo de 2006, fecha de la migración a empresas mixtas (véase
la nota 9-b) la producción fiscalizada de convenios operativos fue de 42 millones de barriles. A
partir del 1° de abril y hasta el 31 de diciembre de 2006, la producción fiscalizada de petróleo crudo
de las empresas mixtas fue de 88 millones de barriles. Producto de dicha migración, se transfirieron
reservas probadas de petróleo crudo a esfuerzo propio de 750 millones de barriles. Al 31 de
diciembre de 2007 y 2006, las reservas certificadas asignadas a empresas mixtas se ubicaron en
5.609 millones y 4.534 millones de barriles, respectivamente. La producción para el año terminado el
31 de diciembre de 2007 alcanzo 115 millones de barriles.
(b)
Petróleo Crudo Extrapesado (en millones de barriles)
Venezuela tiene reservas significativas de petróleo crudo extrapesado (menos de 8 grados API), las
cuales están siendo desarrolladas conjuntamente con varias empresas extranjeras, a través de
asociaciones y mediante la aplicación de nuevas tecnologías de refinación y mejoramiento del
petróleo crudo, con miras a que la producción sea económicamente rentable (véase la nota 9-a).
126
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Durante los años 2007 y 2006, los cambios en las reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas
de petróleo crudo extrapesado asociadas a los proyectos en ejecución con nuevas tecnologías; así
como también, el total de las reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de petróleo crudo
extrapesado a estas mismas fechas, que reflejan el volumen total de estas reservas, se resumen a
continuación (en millones de barriles):
Años terminados el 31 de diciembre de
2007
2006
Total
Total
incluyendo
incluyendo
proyectos
Proyectos
proyectos
Proyectos
Reservas probadas desarrolladas y no
desarrolladas de petróleo crudo
extrapesado al 1° de enero
Revisiones
Transferencias (2)
Desarrollo y nuevos descubrimientos
Producción
12.670
(2.395)
(190)
45.983
12.450
(260)
12.875
(205)
38.440
7.815
1
(273)
Reservas probadas desarrolladas y no
desarrolladas de petróleo crudo
extrapesado al 31 de diciembre
10.085
58.173
12.670
45.983
1.608
4.355
2.128
6.300
Reservas probadas desarrolladas de
petróleo crudo extrapesado al
31 de diciembre
Reservas probadas desarrolladas y no
desarrolladas de petróleo crudo
extrapesado en asociaciones
mancomunadas al 31 de diciembre
10.085
10.236
Reservas probadas desarrolladas
y no desarrolladas de petróleo
crudo extrapesado en participación
patrimonial al 31 de diciembre (1)
-
2.434
10.085
12.670
(1)
Representa la participación patrimonial de PDVSA en Petrozuata (véase la nota 9-a).
(2)
A partir del 1 de octubre de 2007, las reservas probadas asignadas a Petrozuata fueron transferidas a esfuerzo propio.
PDVSA produjo 25 millones y 29 millones de barriles de petróleo crudo extrapesado, de los cuales
11 millones y 5 millones de barriles fueron utilizados para la producción de Orimulsión® durante los
años 2007 y 2006, respectivamente (véase la nota 9-a).
127
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
De acuerdo con el Oficio Nº 1.036 de junio 2005, el Ministerio del Poder Popular para la Energía y
el Petróleo asignó el Proyecto Magna Reserva a CVP para cuantificar y certificar las reservas de la
Faja Petrolífera del Orinoco. El lineamiento estratégico establecido, persigue el propósito de
convertir a dicha faja en un eje impulsor del desarrollo económico, social, industrial, tecnológico y
sustentable del país, mediante la valorización y desarrollo óptimo de sus recursos de hidrocarburos
dentro del marco legal vigente y el plan de desarrollo de la nación.
Para acometer la cuantificación y certificación de las reservas, se dividió la Faja Petrolífera del
Orinoco en 4 grandes áreas: Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo y, éstas a su vez en 28 bloques
(excluyendo el área de los Convenios de Asociación y BITOR-Sinoven, S.A.), de los cuales 16
bloques serán cuantificados en un esfuerzo compartido entre CVP y los profesionales de 18 empresas
de países que suscribieron Acuerdos de Entendimiento con el Ejecutivo Nacional.
Con base en el soporte técnico e informativo proporcionado por Petróleos Brasileiros
(PETROBRAS) y PDVSA, la empresa Ryder Scott Company, en noviembre del año 2006, certificó
el Petróleo Original En Sitio (POES) del bloque Carabobo 1 en 45.500 millones de barriles. El
Ministerio del Poder Popular para la Energía y el Petróleo, considerando las cifras oficiales
preexistentes en este bloque, determinó que las cifras finales a oficializar e incorporar son de 7.800
millones de barriles de reservas probadas como revisiones de las reservas probadas desarrolladas y
no desarrolladas de petróleo crudo extrapesado y 37.000 millones de barriles para el POES.
Asimismo, en mayo de 2007 la empresa Ryder Scot Company, certificó el POES de los bloque
Carabobo 2, 3 y 4 en 84.069 millones de barriles. El Ministerio del Poder Popular para la Energía y
el Petróleo, considerando las cifras oficiales preexistentes en estos bloques, determinó que las cifras
finales a incorporar son de 12.450 millones de barriles de petróleo y 2.530 millardos de pies cúbicos
de gas de reservas probadas como revisiones, de las reservas probadas desarrolladas y no
desarrolladas de petróleo crudo extrapesado y de gas natural, respectivamente, a la vez que oficializó
87.049 millones de barriles para el POES y 7.212 millardos de pies cúbicos para el GOES (véase la
nota 9-a).
128
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
(c)
Reservas de Gas Natural (en millardos de pies cúbicos)
Años terminados
el 31 de diciembre
2007
2006
Reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de
gas natural al 1° de enero
Revisiones
Extensiones y nuevos descubrimientos
Producción
149.802
1.824
1.800
(1.405)
138.445
12.349
399
(1.391)
Reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas
de gas natural al 31 de diciembre
152.021
149.802
Reservas probadas de gas natural relacionadas con
reservas de petróleo crudo extrapesado al 31 de
diciembre
18.899
16.447
Total de reservas probadas de gas natural
desarrolladas y no desarrolladas al 31
de diciembre
170.920
166.249
Total reservas probadas de gas natural
desarrolladas, sometidas a producción,
incluyendo las relacionadas con petróleo
crudo extrapesado al 31 de diciembre
(contenidas en el total anterior)
105.154
110.108
Las reservas probadas de gas incluyen la porción que es recuperable en los hidrocarburos licuables,
la cual se obtiene en las plantas de procesamiento de PDVSA. Durante los años 2007 y 2006, se
recuperó gas natural licuado por aproximadamente 63 millones y 65 millones de barriles
equivalentes, respectivamente.
La producción de gas natural se presenta con base en volúmenes reales antes de la extracción de
hidrocarburos licuables. Durante los años 2007 y 2006, el gas natural utilizado en operaciones de
reinyección fue de, aproximadamente 1.060 millardos y 1.102 millardos de pies cúbicos,
respectivamente.
A través del Proyecto Mariscal Sucre se descubrieron acumulaciones de gas natural Costa Afuera, al
norte de la Península de Paria, noreste de Venezuela. Este proyecto está dividido en 4 campos:
Dragón, Mejillones, Patao y Río Caribe, que abarcan un área total de explotación de 2.084
kilómetros cuadrados. Los estudios más recientes corresponden a la reevaluación en la Cuenca de
Carúpano ejecutada con esfuerzo propio de PDVSA y la participación de Mitsubishi y Shell
International Exploration and Production, que permiten incorporar volúmenes significativos tanto de
reservas probadas, como de reservas probables y posibles. El 23 de octubre de 2006, el Ministerio
del Poder Popular para la Energía y el Petróleo, aprobó la incorporación de reservas probadas de gas
natural en los yacimientos de estos 4 campos por 10.963 millardos de pies cúbicos.
129
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Durante el año 2007, el Ministerio del Poder Popular para la Energía y el Petróleo, oficializó 3.624
millardos de pies cúbicos en reservas de gas asociado y no asociado, siendo la incorporación más
destacada, 1.278 millardos de pies cúbicos, generada por la revisión de las reservas probadas de gas
natural en los yacimientos del Campo Lorán, correspondientes a la Licencia para la Exploración y
Explotación de Hidrocarburos Gaseosos No Asociados en el Bloque 2 de la Plataforma Deltana.
Cuadro II - Costos Incurridos en Actividades de Exploración y Desarrollo
Los costos de exploración incluyen costos incurridos en relación con actividades geológicas, geofísicas, de
perforación y equipamiento de pozos exploratorios. Los costos de desarrollo incluyen los relacionados con
la perforación y equipamiento de pozos de desarrollo, proyectos de recuperación mejorada e instalaciones
para la extracción, tratamiento y almacenamiento de petróleo crudo y gas natural. Los costos anuales, que
se resumen a continuación, incluyen los registrados en gastos y en cuentas de activo relacionados con
reservas de petróleo crudo convencional y extrapesado de PDVSA (en millones):
Dólares Crudo
convencional
Costos de exploración
Costos de desarrollo
Participación
patrimonial (1)
2007
Crudo
extrapesado
Crudo
convencional
Total
2006
Crudo
extrapesado
Total
154
10.098
979 (2)
154
11.077
100
5.199
211 (2)
100
5.410
10.252
979
11.231
5.299
211
5.510
-
10
10
-
64
64
10.252
989
11.241
5.299
275
5.574
Crudo
convencional
2007
Crudo
extrapesado
Crudo
convencional
2006
Crudo
extrapesado
Bolívares -
Costos de exploración
Costos de desarrollo
Participación
patrimonial (1)
Total
Total
331.155
21.665.429
2.100.461 (2)
331.155
23.765.890
215.807
10.588.864
429.746 (2)
215.807
11.018.610
21.996.584
2.100.461
24.097.045
10.804.671
429.746
11.234.417
-
21.500
21.500
-
137.600
137.600
21.996.584
2.121.961
24.118.545
10.804.671
567.346
11.372.017
(1)
Representa la participación patrimonial de PDVSA en Petrozuata por el período de nueve meses terminado el 30 de septiembre de 2007 y por el año terminado
el 31 de diciembre 2006, respectivamente (véase nota 9-a).
(2)
Representa la cuota parte de la participación de PDVSA en asociaciones de operaciones mancomunadas.
130
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Cuadro III - Costos Registrados como Activos en Actividades de Producción de Petróleo y Gas
A continuación se presenta un resumen de los costos registrados como activos en actividades de
exploración y producción de petróleo y gas, y la correspondiente depreciación y amortización acumulada al
31 de diciembre en relación con las reservas del petróleo crudo convencional y extrapesado de PDVSA
(en millones):
Dólares -
Activos dedicados a la
(1)
producción
Equipos e instalaciones
Crudo
convencional
2007
Crudo
extrapesado
39.725
17.710
3.386
6.340
Crudo
convencional
2006
Crudo
extrapesado
43.111
24.050
37.107
17.263
1.445
2.570
38.552
19.833
Total
Total
57.435
9.726
67.161
54.370
4.015
58.385
Depreciación y amortización
acumulada
(36.804)
(3.084)
(39.888)
(34.094)
(1.122)
(35.216)
Construcciones en progreso
12.702
505
13.207
8.205
181
8.386
Costos netos capitalizados
como activos
33.333
7.147
40.480
28.481
3.074
31.555
-
1.016
1.016
-
1.378
1.378
33.333
8.163
41.496
28.481
4.452
32.933
Crudo
convencional
2007
Crudo
extrapesado
85.408.750
38.076.500
7.279.900
13.631.000
Participación patrimonial
(2)
Total
Bolívares -
Activos dedicados a la producción
Equipos e instalaciones
(1)
Crudo
convencional
2006
Crudo
extrapesado
92.688.650
51.707.500
79.780.050
37.115.450
3.106.750
5.525.500
82.886.800
42.640.950
Total
Total
123.485.250
20.910.900
144.396.150
116.895.500
8.632.250
125.527.750
Depreciación y amortización
acumulada
(79.128.600)
(6.630.600)
(85.759.200)
(73.302.100)
(2.412.300)
(75.714.400)
Construcciones en progreso
27.309.300
1.085.750
28.395.050
17.640.750
389.150
18.029.900
Costos netos capitalizados
como activos
71.665.950
15.366.050
87.032.000
61.234.150
6.609.100
67.843.250
-
2.184.400
2.184.400
-
2.962.700
2.962.700
71.665.950
17.550.450
89.216.400
61.234.150
9.571.800
70.805.950
Participación patrimonial
Total
(2)
(1)
Incluye terrenos por $137 millones (Bs294.550 millones) al 31 de diciembre de 2007 y 2006, respectivamente.
(2)
Representa la participación patrimonial de PDVSA en Petrozuata por el período de nueve meses terminado el 30 de septiembre de 2007 y por el año terminado
el 31 de diciembre 2006, respectivamente (véase nota 9-a).
131
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Cuadro IV - Resultados de Operaciones Correspondientes a Actividades de Producción de Petróleo y
Gas para cada año (en millones):
Dólares Crudo
convencional
Ingresos netos por producción
Ventas
Transferencias
Costo de producción
Regalías
Depreciación y amortización
Costo de exploración
Resultados antes
de impuesto
sobre la renta
Impuesto sobre la renta
Resultados de
operaciones
de producción
Participación patrimonial
(1)
Años terminados el 31 de diciembre de
2007
2006
Crudo
Crudo
Crudo
extrapesado
Total
convencional
extrapesado
Total
53.236
11.311
(6.052)
(18.258)
(2.172)
(154)
5.343
(419)
(1.614)
(493)
-
58.579
11.311
(6.471)
(19.872)
(2.665)
(154)
45.417
12.446
(6.033)
(16.470)
(2.174)
(100)
2.886
(430)
(684)
(256)
-
48.303
12.446
(6.463)
(17.154)
(2.430)
(100)
37.911
2.817
40.728
33.086
1.516
34.602
(18.842)
(1.477)
(20.319)
(16.327)
(586)
(16.913)
19.069
1.340
20.409
16.759
930
17.689
-
73
73
-
340
340
19.069
1.413
20.482
16.759
1.270
18.029
Bolívares Crudo
convencional
Ingresos netos por producción
Ventas
Transferencias
Costo de producción
Regalías
Depreciación y amortización
Costo de exploración
Resultados antes
de impuesto
sobre la renta
Impuesto sobre la renta
Resultados de
operaciones
de producción
Participación patrimonial
(1)
(1)
Años terminados el 31 de diciembre de
2007
2006
Crudo
Crudo
Crudo
extrapesado
Total
convencional
extrapesado
Total
114.457.400
24.318.650
(13.011.800)
(39.254.700)
(4.669.800)
(331.155)
11.487.450
(900.850)
(3.470.100)
(1.059.950)
-
125.944.850
24.318.650
(13.912.650)
(42.724.800)
(5.729.750)
(331.155)
97.646.550
26.758.900
(12.970.950)
(35.410.500)
(4.674.100)
(215.807)
6.204.900
(924.500)
(1.470.600)
(550.400)
-
103.851.450
26.758.900
(13.895.450)
(36.881.100)
(5.224.500)
(215.807)
81.508.595
6.056.550
87.565.145
71.134.093
3.259.400
74.393.493
(40.510.300)
(3.175.550)
(43.685.850)
(35.103.050)
(1.259.900)
(36.362.950)
40.998.295
2.881.000
43.879.295
36.031.043
1.999.500
38.030.543
-
156.950
156.950
-
731.000
731.000
40.998.295
3.037.950
44.036.245
36.031.043
2.730.500
38.761.543
Representa la participación patrimonial de PDVSA en Petrozuata por el período de nueve meses terminado el 30 de septiembre de 2007 y por el año terminado
el 31 de diciembre 2006, respectivamente (véase nota 9-a).
132
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Los ingresos por producción de petróleo se calculan a los precios del mercado internacional, como si toda
la producción estuviese vendida.
La diferencia entre el total de los resultados antes de impuesto sobre la renta indicados anteriormente y el
monto de la ganancia operativa, presentada en el segmento de actividades de exploración y producción
(véase la nota 8) para los años 2007 y 2006 se debe, principalmente, a: 1) el uso de la producción a valor
de mercado versus las ventas a terceros y entre segmentos, por aproximadamente $4.392 millones y $4.054
millones (Bs9.442.800 millones y Bs8.716.100 millones), respectivamente; 2) la inclusión en el segmento
de negocios, de ingresos y gastos generales y otros egresos, neto por aproximadamente $1.315 millones y
$3.795 millones (Bs2.827.250 millones y Bs8.159.250 millones), respectivamente.
Los costos de producción representan los gastos de extracción incurridos en la operación y mantenimiento
de pozos productivos, instalaciones y equipos relacionados, incluyendo costos de mano de obra operativa,
materiales y suministros, combustible consumido en las operaciones y los costos de operación de las
plantas de líquidos del gas natural. Los costos de producción también incluyen los gastos administrativos y
honorarios de operación de ciertos campos operados por compañías especializadas bajo convenios
operativos.
Durante el año 2006 los costos de producción incluyen $1.657 millones (Bs3.562.550 millones) incurridos
a contratistas independientes, mediante contratos de servicios los cuales se relacionan con la producción de
42 millones de barriles de petróleo crudo.
Los costos de producción de petróleo crudo extrapesado incluyen los gastos incurridos en la operación y
mantenimiento de los pozos productivos; así como también, gastos de transporte y su manejo.
Los costos de exploración incluyen los incurridos en la realización de actividades geológicas y geofísicas,
así como los de perforación de pozos exploratorios que han resultado improductivos.
La depreciación y amortización corresponden a los activos que se emplearon en las actividades de
exploración y producción. El gasto del impuesto sobre la renta es calculado utilizando la tasa nominal de
impuesto para el año. Para estos efectos, los resultados de operaciones de producción no incluyen gastos
de financiamiento, gastos corporativos generales, ni sus efectos fiscales asociados.
133
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Un resumen de los precios promedio por unidad y costos de producción se presenta a continuación:
Años terminados el 31 de diciembre de
2007
2006
2007
2006
Dólares
Bolívares
Precios promedio de ventas:
Petróleo crudo, por barril
Precio cesta de gas, por barril
Gas natural, por barril
62,68
22,13
7,04
55,21
17,96
6,53
134.762,00
47.579,50
15.136,00
118.701,50
38.614,00
14.039,50
Costos promedios de producción, por barril de petróleo
equivalente
4,93
4,34
10.599,50
9.331,00
Costos promedios de producción, por barril de petróleo
equivalente, excluyendo convenios
operativos y empresas mixtas
4,88
4,01
10.492,00
8.621,50
Cuadro V - Medida Uniforme de los Ingresos Netos Futuros Descontados de Efectivo Relacionados con
las Reservas Probadas de Petróleo y Gas
Debido a la incertidumbre asociada con el tiempo en que se desarrollen las reservas de crudos extrapesados
del país, solamente han sido consideradas, para el cálculo de los ingresos netos futuros de efectivo
descontados, las reservas probadas de crudos convencionales y la participación de PDVSA en los
proyectos de crudos extrapesados.
Los ingresos futuros estimados de efectivo provenientes de la producción son calculados usando precios y
cantidades estimadas de reservas probadas de petróleo y gas al final del año. Los ingresos futuros de los
crudos extrapesados se determinan usando los precios y cantidades de los crudos mejorados que serán
producidos en las plantas. Los precios de los crudos mejorados al final del año se aproximan a los precios
de los crudos convencionales de características similares. Los costos futuros de desarrollo y producción
son aquellos que se estiman necesarios para incorporar y extraer las reservas probadas estimadas a final del
año, asumiendo que las mismas condiciones económicas se mantienen. Los gastos futuros de impuesto
sobre la renta son calculados usando las correspondientes tasas fiscales nominales a final del año. Estas
tasas incluyen las deducciones y créditos fiscales permitidos, y son aplicadas a los ingresos netos futuros
estimados de efectivo antes de impuestos. Este cálculo requiere de estimados anuales de cuándo serán
incurridos los desembolsos futuros y cuándo serán extraídas las reservas.
La información que se suministra a continuación, no representa estimaciones certificadas de los ingresos
futuros de efectivo de PDVSA, ni el valor preciso de las reservas probadas de petróleo y gas. Las reservas
probadas son imprecisas y están sujetas a cambios en el tiempo y en la medida que se disponga de nueva
información. Adicionalmente, las reservas probables y posibles, que podrían convertirse en probadas en el
futuro, son excluidas del cálculo. El método de valoración requiere de supuestos, en cuanto a la
134
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
oportunidad de la extracción futura de las reservas probadas; así como de la oportunidad y cuantía de los
costos futuros de desarrollo y producción. Los cálculos están hechos al 31 de diciembre de cada año y no
deben ser considerados como indicativos de los ingresos futuros de efectivo de PDVSA, ni del valor de sus
reservas de petróleo y gas (en millones de dólares):
Dólares 2007
Crudo
extra
pesado
Crudo
convencional
Flujos futuros de efectivo
Costos futuros de producción
Regalía futura
Costos futuros de desarrollo
Gastos futuros de impuesto sobre la renta
Costo de retiro de activo
Flujos futuros netos
Efecto de descontar los flujos netos
de efectivo a 10%
Flujos futuros descontados
de efectivo
Participación patrimonial
Crudo
convencional
Total
Total
3.039.998
(228.199)
(841.522)
(119.143)
510.660
(13.600)
(85.127)
(47.057)
3.550.658
(241.799)
(926.649)
(166.200)
2.651.533
(125.758)
(747.972)
(77.340)
457.368
(35.506)
(76.243)
(40.929)
3.108.901
(161.264)
(824.215)
(118.269)
(855.253)
(3.854)
(118.905)
-
(974.158)
(3.854)
(800.842)
(3.269)
(98.526)
-
(899.368)
(3.269)
992.027
245.971
896.352
206.164
(667.695)
(128.709)
(796.404)
(680.295)
(168.439)
(848.734)
324.332
117.262
441.594
216.057
37.725
253.782
-
-
-
-
12.323
12.323
324.332
117.262
441.594
216.057
50.048
266.105
(1)
Total
2006
Crudo
extra
pesado
1.237.998
1.102.516
Bolívares -
Flujos futuros de efectivo
Regalía futura
Costos futuros de desarrollo
Gastos futuros de impuesto sobre la renta
Costo de retiro de activo
2006
Crudo
Crudo
extra
convencional
pesado
Total
1.097.919.000
7.633.914.700
6.535.995.700
Costos futuros de producción
2007
Crudo
extra
pesado
Total
983.341.200
6.684.137.150
5.700.795.950
(490.627.850)
(29.240.000)
(519.867.850)
(270.379.700)
(76.337.900)
(346.717.600)
(1.809.272.300)
(183.023.050)
(1.992.295.350)
(1.608.139.800)
(163.922.450)
(1.772.062.250)
(256.157.450)
(101.172.550)
(357.330.000)
(166.281.000)
(87.997.350)
(254.278.350)
(1.838.793.950)
(255.645.750)
(2.094.439.700)
(1.721.810.300)
(211.830.900)
(1.933.641.200)
(8.286.100)
(7.028.350)
(8.286.100)
Flujos futuros netos
Crudo
convencional
-
-
(7.028.350)
2.132.858.050
528.837.650
2.661.695.700
1.927.156.800
443.252.600
2.370.409.400
(1.435.544.250)
(276.724.350)
(1.712.268.600)
(1.462.634.250)
(362.143.850)
(1.824.778.100)
Efecto de descontar los flujos netos de
efectivo a 10%
Flujos futuros descontados
de efectivo
Participación patrimonial
Total
(1)
(1)
697.313.800
252.113.300
949.427.100
464.522.550
81.108.750
545.631.300
-
-
-
-
26.494.450
26.494.450
697.313.800
252.113.300
949.427.100
464.522.550
81.108.750
572.125.750
Representa la participación patrimonial de PDVSA en Petrozuata (véase nota 9-a).
135
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Cuadro VI - Análisis de los Cambios en los Ingresos Futuros Descontados de Efectivo Relacionados con
las Reservas Probadas de Petróleo y Gas
A continuación se muestra un análisis de los cambios para cada año (en millones):
Dólares 2007
2006
Crudo
Crudo
extra
convencional
pesado
Crudo
Total
Crudo
extra
convencional
pesado
Total
Valor presente al 1º de enero:
Ventas, netas de costos de producción e impuestos
(37.174)
(2.817)
(39.991)
(32.799)
(1.772)
(34.571)
Valor de las reservas adicionales durante el año, debido a
5.130
extensiones y descubrimientos
(32.044)
(2.817)
5.130
(34.861)
747
(32.052)
(1.772)
747
(33.824)
Cambios en el valor de las reservas del año anterior debido a:
Costos de desarrollo incurridos durante el año
10.098
979
11.077
3.131
Cambios en los costos futuros de desarrollo
16.968
4.780
21.748
(2.133)
211
(2.573)
340.781
31.185
371.966
193.990
14.422
Revisiones de las estimaciones previas de las reservas
15.246
-
15.246
17.168
-
Cambios netos en los gastos de impuesto sobre la renta
(17.789)
909
(16.880)
(40.987)
(224.985)
44.501
(180.484)
108.275
79.537
187.812
-
-
108.275
79.537
Cambios netos en los en los precios y costos de producción
Cambios netos en regalías y otros
Cambio total durante el año
Participación patrimonial
(1)
(1)
3.342
(4.706)
208.412
17.168
804
(40.183)
(98.715)
6.488
(92.227)
40.402
17.580
57.982
-
-
7.074
7.074
187.812
40.402
24.654
65.056
Representa la participación patrimonial de PDVSA en Petrozuata (véase nota 9-a).
136
(Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2007 y 2006
Bolívares 2007
2006
Crudo
Crudo
extra
convencional
pesado
Crudo
Total
Crudo
extra
convencional
pesado
Total
(3.809.800)
(74.327.650)
Valor presente al 1º de enero:
Ventas, netas de costos de producción e impuestos
(79.924.100)
(6.056.550)
(85.980.650)
(70.517.850)
Valor de las reservas adicionales durante el año,
debido a extensiones y descubrimientos
11.029.500
-
(68.894.600)
(6.056.550)
11.029.500
1.606.050
(74.951.150)
(68.911.800)
(3.809.800)
1.606.050
(72.721.600)
Cambios en el valor de las reservas del año anterior
debido a:
Costos de desarrollo incurridos durante el año
21.710.700
2.104.850
23.815.550
6.731.650
Cambios en los costos futuros de desarrollo
36.481.200
10.277.000
46.758.200
(4.585.950)
732.679.150
67.047.750
799.726.900
32.778.900
-
32.778.900
453.650
7.185.300
(5.531.950)
(10.117.900)
417.078.500
31.007.300
448.085.800
36.911.200
-
36.911.200
Cambios netos en los en los precios y costos de
producción
Revisiones de las estimaciones previas de
las reservas
Cambios netos en los gastos de impuesto
sobre la renta
Cambios netos en regalías y otros
Cambio total durante el año
Participación patrimonial
(1)
(1)
(38.246.350)
1.954.350
(36.292.000)
(88.122.050)
1.728.600
(86.393.450)
(483.717.750)
95.677.150
(388.040.600)
(212.237.250)
13.949.200
(198.288.050)
232.791.250
171.004.550
403.795.800
86.864.300
37.797.000
124.661.300
-
-
-
-
15.209.100
15.209.100
232.791.250
171.004.550
403.795.800
86.864.300
37.797.000
139.870.400
Representa la participación patrimonial de PDVSA en Petrozuata (véase nota 9-a).
Durante el año 2006, se utilizó como base para el cálculo de los cambios e ingresos netos futuros
descontados de efectivo relacionados con las reservas probadas de petróleo y gas un plan de negocios de la
corporación por un período de 20 años. Durante el año 2007, este plan fue reestructurado de acuerdo a los
cambios que ha venido experimentando la industria petrolera, para lo cual se elaboró un nuevo plan de
negocios a partir del año 2008 hasta el año 2021. El efecto de la disminución en referencia a la cantidad de
años utilizados para la elaboración de dicho plan no fue significativo al compararlo con las cifras reveladas
en el 2006 debido a los altos precios del petróleo y el aumento de las reservas de petróleo y gas durante el
año 2007.
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