produccion pdvsa 2013

7/17/2019 Produccion pdvsa 2013

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PRINCIPALES

ACTIVIDADES


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PRIMERAENRESERVASPROBADASDECRUDO

298.353 MMBlLQUIDOS

3.015MBD

PROMEDIODEPRODUCCIN

LA DISTRIBUCINde reservas por cuencas esla siguiente: 19.602 MMBl Maracaibo-Falcn; 1.183 MMBl

Barinas-Apure; 277.225 MMBl Oriental y 343 MMBl Carpano.

La FPO Hugo Chvez Fras forma parte de la cuenca Oriental

y sus reservas ascienden a 259.460 MMBl de crudo.

EXPLORACIN

Y PRODUCCIN


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RESERVASTodas las reservas de crudo y gas natural que estn situadas en el territoriovenezolano son propiedad de la Repblica, estimadas por PDVSA y oficializadaspor el Ministerio, siguiendo el manual de definiciones y normas de reservas dehidrocarburos establecidas por este ente oficial. Estas normas no slo incluyenprocedimientos especficos para el clculo de reservas, sino tambin aquellosnecesarios para el debido control de la informacin requerida por la Nacin. Estosprocedimientos son los mismos que se utilizan a escala mundial, de manera que losvalores declarados son comparables con diferentes pases.

s reservas probadas son los volmenes de hidro-

arburos recuperables, estimados con razonable

erteza de yacimientos conocidos, de acuerdo con

la informacin geolgica y de ingeniera disponible,

bajo condiciones operacionales, econmicas y regu-

laciones gubernamentales prevalecientes. D bido a la

incertidumbre inherente y al carcter limitado de los

datos sobre los yacimientos, las estimaciones de las

reservas estn sujetas a modificaciones en el tiempo,

a medida que se va disponiendo de mayor informa-

cin. De acuerdo con las facilidades de produccin,

las reservas probadas se clasi ican en:

RESER S DESARROLLAD S:representadas por elvolumen de hidrocarburos comercialmente recuperable

del yacimiento con los pozos e instalaciones de pro

duccin disponibles.

RESER S NO DESARROLLADAS:volmenes quese esperan recuperar mediante inversiones en la per o

racin de nuevos pozos en reas no drenadas o con

la culminacin de pozos existentes.


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Desarrolladas y no desarrolladas.Incluye crudo extrapesado: reservas probadas de 258.299MMBl, reservas probadas desarrolladas por3.984 MMBl, produccin de 937 MBD, para una relacin reservas probadas/produccin de 755 aos.Produccin neta de gas natural (produccin bruta menos gas naturalinyectado). El factor de conversin es de 5,8 MPC/Bl.

4 Incluye las reservas probadas de gas natural en la FPO Hugo Chvez Fras,estimadas en 11.047 MMBpe al 31 de diciembre de 2013.

No incluye 5 MBD de condensado de planta.

Las reservas de hidrocarburos son reajustadas anualmente

para considerar, entre otras variables, los volmenes de crudo y gas

extrado, el gas inyectado y los cambios de reservas provenientes

de descubrimientos de nuevos yacimientos y extensiones o revisio

nes de los existentes, todo lo cual genera cambios en las reservas

probadas de los yacimientos.n el ao 2013, la produccin ue de 1.056 MM l de cru

do (2.894 M ), lo cual ha permitido alcanzar una produccin

acumulada de crudo desde el ao 1914 hasta el 31 de diciembre

de 2013 de 68.132 MMBl.

La produccin comercial de crudo en la Repblica est con-

centrada en las cuencas M racaibo-Falcn (anteriormente denomina

da idental-Zulia) con un volumen acumulado de 43.522 MMBl

que se extiende a lo largo de los estados Zulia, Falcn, rujillo y

el Gol o de enezuela; la produccin de la cuenca Barinas-Apure

(anteriormente denominada Meridional Central Barinas y Apure) es

de 1.460 MBl que se extiende a lo largo de los estados Barinas

y Apure; la produccin acumulada en la cuenca riental es de. MM l que se extiende a lo largo de los estados Gurico,

Anzotegui, M nagas, lta Am curo y Sucre (la F O ugo Chvez

Fras pertenece a la cuenca riental); la cuenca de arpano no tie

ne produccin acumulada ya que fue incorporada en el ao 2006

y abarca el norte del estado Sucre, Nueva Esparta y las aguas te-

rritoriales ubicadas al rente de las costas orientales venezolanas.

N EL AO 2013, EL CRUDO Y EL

GAS NATURAL REPR SENTARON 90%Y 10%, RESP CTIVAM TE, D TOTAL

STIMADO D R SERVAS PROBADAS

CRUDO Y GAS NATURAL SOBR

NA BASE EQUIVAL TE DE CRUDO.

La siguientetabla muestra las

reservas probadasy produccin dehidrocarburoscon respecto a laproduccin de lascuencas geolgicasdel pas hasta el 31 dediciembre de 2013:

CUENCA PROBADAS 1 PROBADASDESARROLLADAS PRODUCCIN52013RELACIN RESERVAS

PROBADAS /PRODUCCIN

MMBl al 31/12/2013 MBD AOS

CRUDO

Maracaibo-Falcn . .

Barinas-Apure 1.183 229 41 80

Oriental 277.225 7.762 2.078 366

Carpano 343

TOTAL PETR LEO2 . . .

GAS NATURAL EN MMBpe 3

Maracaibo-Falcn . .

Barinas-Apure 137 21 5 75

Oriental 4 23.749 5.231 668 97

Carpano 2.479

TOTAL GAS NATURAL EN MMBpe . .

TOTAL HIDROCARBUROS EN MMBpe . . .

TABLA P

45

P D V S A C O M

P R I N C I P AL E S A C T I V I D A D E S E X P L O R A C I N Y P R O D U C C I N


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NOMBRE DEL CAMPO UBICACIN AO DELDESCUBRIMIENTOPRODUCCIN

2013RESERVASPROBADAS

RELACINDE RESERVASPROBADAS/

PRODUCCIN

ESTADO MBD MMBl AOS

Zuata Principal A zotegui .

Cerro N ro Anzotegui 1979 175 32.376 506

Cerro N ro Monagas 1979 257 22.826 244

Zuata Nor e A zotegui .

Uv rito Monagas 1979 12 9.431 2.186

Huyapari Anzotegui 4.136

Bare A zotegui .

D bokubi Anzotegui 1981 38 1.395 101

Jobo M .

Melones Anzotegui 1955 36 1.076 83

Tia Juana Lago Zulia 1925 7 2.840 80

Bloque Vii: Ceuta Zulia .

Bachaquero La o Zulia 1930 58 1.568 74Ur . Oeste La o Zulia 1955 60 1.340 62

Boscan Zulia .

Lagunillas Lago Zulia 1913 51 1.159 62

Tia Juana Tierra Zulia 1.149 124

Lagunillas Tierra Zulia

Ur . Es e Lago Zulia 1955 4 520 346

Bloque III: Centro Zulia 458

Santa Brbara Monagas 1993 212 1.666 22

Mulata Monagas 1941 175 1.273 20

El Furrial M .

Orocual Monagas 1958 17 620 99

Travi Monagas 2004 2 448 530

El Carito M

Boquern Monagas 1989 8 203 67

Jusepn Monagas 1944

Corocoro u

TABLA RESERVAS PR BADAS Y PRODUCCIN DE LOS PRINCI ALES CAMP SP RA EL AO TERMINADO EL 31 DE DICIEMBRE DE 2013

La siguiente tabla muestralas reservas y produccinanual para cada uno delos campos principales decrudo de PDVSA, al 31

de diciembre de 2013:


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RESERVAS PROBADASDE CRUDO

298.353MMBl

RESERVAS PROBADASDE GAS NATURAL

197.089MMMPC

RESE S DE CRUDos niveles de las reservas

probadas de crudo, al cie

rre del ao 2013, se ubi-

caron en 298.353 MMBl.distribucin de reservas

por cuencas es la siguiente:

19.602 MMBl Maracaibo-

Falcn; 1.183 MMBl Barinas- pure; 277.225 MMBl

Oriental y 343 MMBl rpano. L FP Hugo h vez

Fras orma parte de la cuenca riental y sus reservas

ascienden a 259.460 MM l de crudo, de las cuales

1 MMBl corresponden a crudo mediano, 3.795 MMBl

a crudo pesado y 255.664 MMBl a crudo extrapesado.

En el ao 2013 destac la incorporacin de

1.674 MM l de reservas probadas, de las cuales

162 MM l ueron por descubrimientos y 1.512 MM l

por revisiones. A mismo, para el ao 2012 la incor

poracin fue de 1.228 MMBl; en 2011 se ubic en

2.159 MM l; en 2010 ue de 86.411 M l; y en

2009 se incorporaron 39.949 MMBl.

Es as incorporaciones representan una tasa de

reemplazo de reservas de crudo, que indica los barrilesincorporados por cada barril producido, de 159% (2013),

16% (2012), 198% (2011), 8% (2010) y 4% (2009).

variaciones son el resultado; en algunos casos, de las

revisiones de las tasas esperadas de la recuperacin

e petrleo en sitio y del uso de tecnologa de recupe-

racin secundaria en los yacimientos de petrleo. n el

o 2013, el incremento ue generado principalmente

por la incorporacin de las reservas probadas de cru

o en los yacimientos pertenecientes a las reas tradi-

ionales y a la FPO Hugo hvez Fras (1.674 MMBl).

e a uerdo con los niveles de produccin del

o 2013, las reservas probadas de crudo, incluyendo

las reservas de crudo pesado y extrapesado, tienen un

iempo de agotamiento de 282 aos aproximadamente.

RESE S DE GAS NATURALLa R pblica cuenta con reservas probadas de gas

natural que ascienden

7

e con el crudo y una alta proporcin de estas reservas

probadas, son desarrolladas.

l



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TABLA RESERVAS PR BADAS DE LA REP BLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELAE PRESADAS EN MILLONES DE BARRILES (MMBl), A MENOS QUE SE INDIQUE LO CONTRARIO

Las reservas probadas decrudo extrapesado situadasen la FPO Hugo ChvezFras tienen un bajo gradode desarrollo y se ubican,al cierre de diciembre de2013 en 255.664 MMBl,aproximadamente.

La tabla siguientemuestra las reservasprobadas y lasreservas probadasdesarrolladas de crudo

y de gas natural:

2013 2012 2011 2010 2009

RESERVAS PROBADAS MMBl

as Hmedo 0,2 0,2 0,2 0,2 -

Condensado 2.384 . 2.647 . 1.844

Liviano . . . . .

Mediano .742 .786 .650 10.437 10.822

Pesado . . . . .Extrapesado 258.299 257.136 257.384 256.228 170.265

TOTAL PETRLEO . . . . .

RELA IN DE RESERV S/PRODUCCIN (A OS)

Gas natural (MMMP ) 197.089 196.405 195.234 195.096 178.877

Gas natural (MMBpe) 33.981 33.863 33.661 33.637 30.841

TOTAL HIDROCARBUROS EN MBpe . . . . .

RESERVAS PROBADAS DESARROLLADAS

Gas Hmedo , ,

Condensado 15 639 674 00 399

Liviano . . . . .

Mediano . . . . .

Pesado 4.621 4.321 4.464 4.666 4.822

Extrapesado 3.984 4.053 4.345 4.608 4.749

TOTAL PETRLEO . . . . .

Gas natural (MMMP ) 39.135 39.252 37.217 36.283 36.682

Gas natural (MMBpe) 6.747 . .417 . 6.324

TOTAL HIDROCARBUROS EN MBpe . . . . .

Porcentaje del total de reservas desarrolladas vs. total de reservas probadas

PETRLEO

GAS NATURAL

8

NUEVOS DESCUBRIM NT S DE HIDRO A BUROSEn el ao 2013 se destaca la incorporacin por descubrimiento de ocho nuevos yacimientos,

omo resultado de los estudios e ectuados en los mpos: ravi, nta An y nta osa (cuen

a Oriental), as mas (cuenca BarinasApure), y omoporo- a eiba (cuenca Maracaibo-

Falcn), los cuales equivalen a 162 MMBl de crudo y 667 MMMPC de gas. De estas nuevas

reservas descubiertas, 159 MMBl y 655 MMMPC corresponden al esfuerzo de Exploracin,

mientras que 3 MMBl y 12 MMMPC corresponden a estudios consignados por PDVSA Gas.


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EXPLORACINComo resultado de la gestin llevada a cabo por Exploracin durante el ao 2013,se logr la aprobacin por parte del Ministerio de un volumen de Reservas (Probadasy Probables) de 193,4 MMBl de crudo y 748,4 MMMPC de gas, asociadas anuevos descubrimientos. A continuacin el detalle por rea.

REA LOCALIZACIN POZOPROBADAS PROBABLES TOTAL(PROBADAS+PROBABLES)

MMBl MMMPC MMBl MMMPC MMBl MMMPC

ORIENTE TRAVI ESTE CX TRV-7X 3,7 23,4 3,6 23,0 7,3 46,4

BOYA LAS LOMAS NORTE-A LLM-2X ,0 459,1 1,5 1,0 8,5 460,1

O CIDENTE EIN-AX CEI-8X 148,5 172,1 29,2 69,8 177,7 241,9

TOTAL , , , , , ,

TABLA R

49

P D V S A C O M



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10/25


11/25

PRODUCCINEl potencial de produccin de crudo, en el mbito nacional, en el perodo enero-diciembre 2013, alcanz un total de 3.300 MBD, el cual se distribuye de la siguientemanera: Direccin Ejecutiva Oriente 902 MBD (Gestin Directa 816 MBD, EmpresasMixtas 63 MDB y PDVSA Gas 23 MBD), Direccin Ejecutiva Occidente 1.042 MBD(Gestin Directa 696 MBD, Empresas Mixtas 346 MBD), Direccin Ejecutiva Faja1.356 MBD (Gestin Directa 489 MBD, Empresas Mixtas 142 MBD, Empresas Mixtas

Faja 725 MBD).

produccin fiscalizada de crudo ms LGN total

Nacin atribuible a PDVSA durante 2013 fue de

. M , la cual se divide de la siguiente ma

nera: ireccin ecutiva riente 964 M (Gestin

Directa 881 MBD, Empresas Mixtas 59 MBD y PDVSA

Gas 24 MBD), Direccin Ej cutiva O idente 777 MBD

(Gestin Directa 485, Empresas Mixtas 292 MBD),

ireccin jecutiva Faja 1.274 M (Gestin irecta

495 BD, Empresas Mixtas 114 MBD y Empresas

Mixtas de la Faja 665 MBD).

n promedio durante el perodo enero-diciem

bre de 2013, la produccin de Gas N ural N in

fue de 7.395 MMPCD, d los cuales 2.779 MMPCD

fueron inyectados con el fin de mantener la presin de

los yacimientos. La produccin neta de gas natural fue

de 4.616 MM (796 M pe).


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La tabla siguienteresume laproduccin

promedio decrudo y degas natural dePDVSA, por tipo,cuenca, precio de

venta y el costode produccinpromedio, parael perodoespecificado:

La tabla siguienteresume laproduccinfiscalizada decrudo y LGN

a nivel nacin,para el perodoespecificado:

PRODUCCIN NACIN 2013 2012 2011 2010 2009

Direccin Oriente 964 1.061 1.106 1.101 1.151

Direccin Oc idente 777 799 810 843 950

Direccin Faja . . . . .

PRODUCCIN NACIN 3.015 3.034 3.129 3.122 3.170

TABLA O CCI N AL A A C O GNPARA EL PERODO ENERO-DICIEMBRE DE 2013, EN MILES DE BARRILES POR DA (MBD)

A partir del 1 de abril del ao 2011 se cre una nueva estructura, constituida por Direcciones Ejecutivas,fusionndose los Negocios de Exploracin y Produccin (EyP) y la Corporacin Venezolana del Petrleo (CVP).

Incluye ventas a las filiales y a las afiliadas de PDVSA.El costo de produccin por barril (para el crudo, el gas natural y el lquido del gas natural), es calculado

dividiendo la suma de costos directos e indirectos de produccin (excluye la depreciacin y el agotamiento),entre los volmenes totales de la produccin de crudo, de gas natural y el lquido del gas natural.

TABLA PRODUCCIN DE PDVSA, PRECIO DE VENTA Y COSTO DE PR DUCCI N PR MEDIEN EL PERODO TERMINADO AL 31 DE DICIEMBRE, EN MILES DE BARRILES POR DA (MBD),A MENOS QUE SE INDIQUE LO CONTRARIO

PRODUCCIN DE PETRLEO 2013 2012 2011 2010 2009

Condensado 107 104

Liviano

Mediano 637 875 917 863 941

Pesado + Extrapesado . 1.441 1.459 1.439 1.390

TOTAL PETRLEO 2.899 2.910 2.991 2.975 3.012

Lquidos del Gas Natural

TOTAL PETRLEO Y LGN (A) 3.015 3.034 3.129 3.122 3.170

GAS NATURAL (MMPCD)

Produccin Bruta 7.395 7.327 7.125 6.961 6.990

Menos: reinyectado . . 2.884 . .

Gas natural neto (MMPCD) 4.616 4.456 4.241 4.003 4.190

Gas natural neto ( BDpe) (B) 796 768 731 690 722

TOTAL HIDROCARBUR S EN Bp (A+B) . . . . .

PRODUCCIN DE CRUDO DE PDVSA POR CUENCA

Maracaibo-Falcn

Barinas-Apure 41 46 55 61 71

Oriental . . . . .

TOTAL PETRLEO 2.899 2.910 2.991 2.975 3.012

PRODUCCIN DE GAS NATURAL POR CUENCA (MMPCD)

Maracaibo-Falcn 771 796 787 849 931Barinas-Apure 34 35 40 4

Oriental . . . . .

TOTAL GAS . . . 6.961 6.990

Precio Cesta Expor tacin (US$/Bl) 98,08 103,42 100,11 2,18 57,01

Precio de venta del gas natural (US$/MPC) 0,66 ,95 0,88 ,65 1,13

COSTOS DE PRODUCCIN (US$/Bpe) 2

Incluye Empresas Mixtas 11,40 11,09 7,53 5,53 6,33

Excluye Empresas Mixtas 10,63 10,86 ,23 5,23 5,64

53

P D V S A C O M



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DIRECCIN EJECUTI ORIENTE

S ONES NTA E MATA ALAlcanz una generacin de potencial adicional de47,1 MB , la cual se discrimina a continuacin: 32,2

M D en los campos Santa Brbara, Mulata, El Caritol Furrial de las ivisiones unta de M a y Furrial res

pectivamente, debido a la implementacin de sistemas

de levantamiento artificial por inyeccin de gas en 10

pozos. simismo, en tres pozos de completacin origi-

nal ubicados en los campos antes mencionados de la

ivisin unta de Mata, se logr una generacin de

7,0 M adicionales al plan comprometido. 3,2 M

p r la reactivacin de dos pozos del campo El Furrial,

mediante la aplicacin de modificadores de permeabi-

lidad relativa que permiten bloquear la produccin de

agua sin reducir la produccin de crudo, evitando as

aislar completamente zonas con produccin de agua.

I ualmente, se logr

uperar en ms de 190%

(1,9 MBD) l generacin de

potencial comprometido en el

pozo S C 6 ( ivisin unta

e Mata), mediante traba

jo de reacondicionamientopermanente con taladro en

l amp nta Brbara.1,2 en tres pozos del ampo Mulata ( ivisin

Punta de Mata), mediante la ejecucin de prueba piloto de levantamiento natural por gas, mejorando la pro-

duccin debido a la disminucin de la columna hidros-

ttica mediante el caoneo restringido de la zona de

gas. 0,9 M asociados al pozo CRC14 del campo

El arito de la Divisin Punta de Mata, por aislamien

to selectivo en zonas invadidas por agua de inyeccin

en el pozo, permitiendo incrementar la produccin de

crudo en 83% y disminuyendo el corte de agua de

44% a 9,2%, permitiendo un drenaje ms eficiente de

las reservas en zonas invadidas por el agua de inyec-

cin. Finalmente, una generacin de 0,7 BD median-te la reactivacin de pozos categora dos y tres de los

Campos Quiamare y C iba, logrando incorporar

19% de incremento a produccin de crudo parafnico

para alimentar la R finera San Ro ue.

A imismo, en la Di isin Punta de Mata serealiz, con es uerzo propio, el mantenimiento nivel

al set de compresores (mantenimiento mayor) delCentro Op rativo Tejero, garantizando el manejo de

60 MPCD de compresin de gas.

n lo que respecta a esta divisin, espec icamente

en el Distrito Oriental, utilizando el taladro PetroS udi

Saturn se perforaron los pozos DR11 y DR5A, siendo

ste ltimo el nico pozo en el cual se logr culminar

su completacin in erior y superior (produccin asocia

da: 75 MMPCD de gas). Adicionalmente, se culmin

la segunda campaa de instalacin de equipos sub

marinos y 37,4 km de umbilicales hidrulicos y elctri-

cos en el mpo Dragn; se logr el tendido de 18,2

km de tubera de recoleccin de 16 pulgadas y el ten

dido de 19,6 km de gasoducto submarino en el Gol o

de P ria, asimismo se obtuvo un avance de 53,3% enel tendido del gasoducto tramo terrestre (3,5 km) des-

de la costa hasta la Planta de Ac ndicionamiento de

Gas al rcado nterno ( A M ) n relacin con la

mpresa Mixta e rowarao, se obtuvo una generacin

de 0,8 MBD correspondiente a dos pozos del cam

po P dernales.

DIRECCIN EJECUTI OCCIDENTE

DIVISI N LA Oe alcanz un avance de 93% en el proyecto para el

reemplazo de los oleoductos (30 pulgadas) entre la

Pl taforma de Empalme (PE1-9) y el Patio de T nques

Punta de Palmas (completando el tendido de 58 km),

para el manejo de 37 MBD de crudo. Asimismo, se

coloc en marcha la segunda gabarra autopropulsada

Manuela Saenz para el tendido de lneas de crudo,

esta unidad cont con una ingeniera, procura y cons

truccin 100% nacional y posee un sistema de auto-

propulsin de posicionamiento dinmico (DPS2) a fin

de evitar el uso de anclas y brindar mayor precisin,

En lo querespecta alos logros

operacionalesdel negocio deproduccin porcada direccinejecutiva duranteel perodo enero-diciembre de2013, se indicanlos siguientes:

4


14/25

evitando as la rotura de cables o lneas existentes en

el ondo marino; desde su puesta en uncionamiento

se ha logrado el tendido de 94 pozos, equivalentes a

106 km con una recuperacin de 3,4 BD de crudo

y 4,8 MPCD de gas. P r otra parte, en lo referen-

te al tendido de tubera flexible, se lograron instalar210,8 km de tubera de 3 pulgadas asociada a 144

pozos, 398,8 km de tubera de 4 pulgadas asociada

a 286 pozos y 163,2 km de tubera de 6 pulgadas

asociada a 100 pozos.

Se lograron mejoras a la in raestructura para el manejo

y disposicin de crudo en la Empresa Mixta e roperij,

a travs de la adecuacin de hornos en la estacin

de flujo Alturitas II, m joras al sistema de tratamiento

de agua producida en dicha estacin de lujo, ade

cuacin del sistema de bombas de emulsin, manteni

miento mayor de tanques de almacenamiento y mejoras

en el sistema de venteo de la estacin de flujo Alpuf.

Se mejor la infraestructura para el manejo de

crudo con el reemplazo del oleoducto de 10 pulga

das del ampo Mara ste de manera de asegurar

el manejo de la produccin asociada (2,7 MBD) de

la estacin de flujo raven-1. Se r aliz la repara-

cin, con esfuerzo propio, del sistema de inyeccin de

aguas e luentes en la estacin de lujo B de a ,

as mismo se construyeron siete tanques metlicos para

almacenamiento de productos qumicos y se culminla automatizacin del tanque de lavado de dicha es-

Por otra parte, se realiz la instalacin de un

rans ormador elctrico de 42 W de potencia en la

ub-estacin Zulia-9 del ampo oscn. s e proyec

o de confiabilidad elctrica se llev a cabo con es

uerzo conjunto entre ORPOELEC y la Empresa Mi ta

Pe roboscn; logrando as mantener el flujo de la ener-a al 70% de los pozos activos que se encuentran

n la zona sur del rea operativa de Campo oscn,

arantizando una mayor confiabilidad del sistema de

istribucin elctrica a las instalaciones de la Empresa

ixta Pe roboscn.

S N COSTA ORI NTALSe l gr la adquisicin de 40 generadores de vapor,

e los cuales 36 ya iniciaron operaciones. A imismo,

e realiz el suministro adicional de 10 MPCD de

as para la generacin de vapor, incrementando la

produccin de crudo en 6 por la incorporacin

e 33 pozos nuevos y 376 pozos por inyeccin al

erna de vapor.

Se l gr la rehabilitacin exitosa de cuatro pozos del

ampo Moporo mediante cambios de mtodos de pro

uccin y recaoneo de arenas prospectivas, generan-

o una produccin adicional de 4,3 MBD de crudo.

or otra parte, se realiz el tendido de 8,7 km de l

neas de produccin en pozos nuevos de los ampos

Franquera y L eiba, dicha lneas manejan una prouccin total de 12 MBD de crudo.



15/25

Se l gr un avance de 99% en la construccin del

Proyecto Gas para Generacin de P tencia, el cual

comprende la construccin, instalacin y puesta enmarcha de una planta de compresin y tratamiento de

gas, que consta de tres unidades compresoras recipro

cantes, un sistema de deshidratacin y control de pun

to de roco con capacidad de 63 MMPCD de gas,

cuya finalidad ser tratar el gas de proceso y compri-

mirlo para su entrega como combustible a la Planta

rmoelctrica de an i go de abrutica. A ualmente

se realiza la integracin de los sistemas, para la entre

ga definitiva al custodio de la planta.

Asimismo, se inici la produccin temprana del

istrito unn ur en el mes de agosto de 2013, con la

per oracin de 10 pozos y completacin de cinco po

zos de la macolla JA16.

DIVISI N CARABOBOe logr alcanzar 100% de avance sico en la cons

truccin y puesta en marcha de la estacin de lujo

M 35, con lo cual se lograr mejorar la confiabilidad

operacional en la produccin de 145 MBD de crudo

de la Empresa Mixta Pe rolera Sinovensa.

S N A C CHOSe alcanz un 100% de avance fsico en la Instalacin

de 7 km de tubera de 12 y 16 pulgadas, as como

instalacin de un separador de 30 MBD; garantizan-

do as la lexibilidad en las operaciones de manejo

de crudo entre la mpresa Mixta e ropiar y el istrito

San Tom, mitigando las prdidas de produccinpor la ejecucin de paradas de planta. Estas instala-

ciones mecnicas fueron necesarias para el manejo

de la produccin de 15 M de crudo y el diluente

de pozos asociados a las estaciones de la mpresa

Mixta P tropiar.

6

PRINCIPALES PROYECTOSPROYECTO OBJETIVO DESCRIPCIN Y AVANCE

MARI CAL SUCRE

n orporar a merca o interno, e gas proveniente e osdesarrollos Costa Afuera en el oriente del pas , desarrollarel 70% de las reservas de gas no asociado y lquidoscon ensa os e os campos gn, tao, Meji ones yo Caribe para producir 1.250 MM C de gas y 28 MB

de condensado.

n este proyecto se tiene plani ica a la per oracin e 34 pozos, instalacin de dos plataformas de produccin, as como los sistemas de pro-uccin submarinos, lneas e recoleccin y sistema e exportacin, in

cluyen o la construccin e 563 Km e tuberas marinas, urbanismo,viali a , muelle e construccin y servicios en el C mplejo In ustrial GranMariscal de Ayacucho ( IGM ), plantas de adecuacin y procesamien-to e gas A MI l proyect inici su ejecucin en el ao 2007 estaivi i o en os Fases ( I y II ), la ase I tienes os etapas, un esquema e

Pro uccin acelera a e 300 MMPCD a inales el 2014 y la incopo-racion de otros 300 MMPCD a finales del 2017; y se tiene planificadasu culminacin en el 2022 e la Fase II, n una inversin estima a e13.741 millones e lares en to o el royecto.

JUSEPN 120 Minimizar exitosamente la emisin de gases del Complejo

Jusepn.

nstalaron 4 motocompresores nuevos, manejan o ca a uno 30MMPCD e gas; mejoran o e esta manera la lexibili a operacional y disminuyendo el cierre de produccin por mantenimientos progra-ma os. l costo el proyecto ue e 44,93 MM $ y actualmente estcomprimien o 120 MMPCD a nivel e 120 libras por pulga a cua raa (LPC). El proyecto ue cerra o y capitaliza o segn norma. Planta

compresora en operacin.

PLANTACOMPRES RAJUSEPN 200

nstaacin y puesta en marc a e una p anta compresoraubicada en el Complejo NIF (Hato El L mn)

La ingeniera, procura y construccin para la instalacin y puesta en mar- l ll lcha e una planta compresora ubica a en el mplejo I Hato lL mn), esta conorma a por cuatro trenes e compresin con capaci apara manejar 200 MMPCED e gas en el nivel e 60 Psig. Avance sico el proyecto 46%. Inic io:01/10/2011. Fin:30/04/2014. Inversin

al :288,13 M $. Fase el proyecto en implantacin.

AMPLIACINPLANTACOMPRESORAAMANA

In rementar la capacidad de compresin de gas en 120MM en e nive e 450 g a ig, en e CentroOperativo Amana lanta.

Instalacin de un (01) Turbocompresor, comprimiendo 120 MMPCD.A nce sico el proyecto 98%. I icio: 01/02/2012. Fin: 01/07/2014.Inversin tal : 84,42 MMUS$.

AMPLIACINPLANTACOMPRES RA

MUSIPAN

In rementar la capacidad de compresin de gas enMM (60 MM en e nive e 60 g y

MM C en el nivel de 450 sig), Musipan lanta.

I stalacin e os (02) urbocompresores A ance sico el proyecto77,4%. Inicio: 28/06/2011. Fin: 30/06/2014. Inversin tal: 130,22MMUS$. Fase el proyecto implantacin. e encuentran en sitio to oslos equipos mayores incluyen o los os (02) urbocompresores.


16/25


17/25

la Direccin jecutiva del ProyectoS cialista rinoco (DEPSO) as como sus

unciones y proyectos, los cuales seran

responsabilidad de la ireccin A junta

de Ingeniera, Procura y onstruccin

Faja P trolfera del Orinoco.

La G rencia de Pr yectos N

e roleros tiene como objetivo contribuir

a consolidar el territorio de la F O ugo

Chvez Fras, en un modelo de desarro

llo socialista; est inscrito en los linea-

mientos del Plan de la Patria, de acuer-

do a la u va Geopoltica acional.

quilibrada de los proyectos petrole-ros y no petroleros en la FP Hugo

hvez ras.

ara el perodo 2013 - 2019

la cartera de proyectos se ubica en un

otal de 91 proyectos distribuidos en

las reas: C rabobo 24 proyectos,A acucho 17 proyectos, unn 34 pro

yectos y Boyac 16 proyectos.

Para el ao 2013 se aprobaron

26 proyectos, 10 de los cuales fueron

sumidos por la Divisin Ayacucho (de

la lnea transporte y vialidad).

ciones permiten la consolidacin del servicio, sopor-tando el crecimiento poblacional vinculado a la fuerza

laboral petrolera y sus actividades conexas.

n ingeniera los proyectos: Sistema de Agua

P table y S rvidas de haguaramas, Urbanismo de

7616 viviendas en haguaramas, Integracin del

Urbanismo de 650 viviendas en Morichal, Urbanismo

para 11.219 viviendas en mblador, i tema deAgua table y Aguas Servidas de iudad Bolvar,

cueducto Mayor de Ayacucho, Sistema de Aguas

S rvidas de S ledad, Urbanismo para 6.825 Viviendas

en S ledad, Sistema de A ua P table de Soledad.

(F SE ).

8


18/25

de Mapire, Rehabilitacin del Sistema de Agua PotableSanta Mara de Ipire. FASE 2.

n ngeniera de los proyectos A ueducto

M yor de unn, Sistema de A ua table y Servidas

de Zuata, Reh bilitacin del Si tema de Agua Pot ble

de P riagun, Si tema de Agua P table de S n Diego

de C brutica, Urbanismo para 4.406 viviendas en

uata, rbanismo para 6.189 viviendas en Mapire,

Clnica ndustrial ipo ato l alote MunicipioZaraza, Urbanismo para 4.894 viviendas en San

Diego de C brutica, 322 viviendas con Urbanismo

en San Di go de abrutica. 400 viviendas en reas

de redensi icacin en n iego de abrutica,

AM NSe culmin la isualizacin de los siguientes proyectos:

rograma de Gestin Integral de Desechos S lidos Urbanos en la Faja

P trolfera del Orinoco, elaborado los T rminos de ferencia para la

contratacin de la Fase C nceptual del proyecto.

Bosques con Fines de usos ltiples en la F ugo hvez ras,

l borado los rminos de e erencia para la contratacin de la n eniera

Conceptual y Bsica de la Franja ambiental protectora del omplejo de

mejoramiento Falconero.

nservacin de los Morichales en la FP Hugo hv z Fras. Elaborado

los rminos de e rencia para la ontratacin del plan de nservacin.

59

P D V S A C O M



19/25

10 aos de su reactivacin, celebra una in-

valorable gestin que ha marcado pauta en

el acontecer nacional por la puesta en mar

cha de diversos proyectos en materia energtica que

ha apuntalado a V nezuela omo potencia energti

ca en el mundo; con una visin pluripolar, ajustada

al nuevo esquema de negocios internacionales, con

una misin comprometida con el desarrollo endgeno

y dedicada al crecimiento econmico de la acin.

Como hecho histrico para el pas, se des

taca la recuperacin de la plena sobe rana de losrecursos energticos a travs de la Nacionalizacin

de los onvenios perativos, de los nvenios de

xploracin a iesgo y Ganancias Compartidas

y los Convenio s de As ciaci n E tra tgica de la

Faja Petrolfera del Orinoco, convirtindolos en

Empresas Mixtas, con mayora accionaria para

PDVSA con un 60% y el 40% restante para los so

cios. Asimismo, llev como bandera el r yecto

Orinoco Ma na Reserva, con el cual se logr

situar a V nezuela como el pas con las mayo-

res reservas de crudo en el mundo. E tas iniciati-

vas de rescate de nuestra soberana ueron gra

cias a la visin del Comandante Supremo Hugo

Ch vez Fras, razn por la cual los trabajado-

res petroleros, en acuerdo con la unta irectiva

y el cutivo Na ional, en homenaje y recono

cimiento, decidieron denominar a la FP como

Faja Petrolfera del Orinoco Hugo hvez Fras.

L CVP particip en el desarrollo de reas

costa a uera, logrando consolidar la lata orma

C ntral de roduccin del Campo C rocoro, con

siguiendo as el primer despacho de crudo osta

A uera con 100% esfuerzo propio. De sta ma-nera se destac la integracin en Venezuela por

primera vez de una gabarra de produccin para

procesar 30 M y una pla ta orma de produc

cin para procesar 70 MBD

Po terior a estos hechos, la CVP empren-

di un plan de accin para colocar a disposi-

cin de la sociedad venezolana y pases hermanos las mximas reservas de crudo, mediante

la promocin del incremento de capacidad de

produccin de los hidrocarburos y el desarro-llo integral de los proyectos de produccin, me-

joramiento, dilucin, re inacin y desarrollo so

EMPRESAS MIXTASLa Corporacin Venezolana del Petrleo (CVP) es la filial que tiene como propsito laadministracin y control de todos los negocios derivados del proceso de migracinde los Convenios Operativos, Convenios de Exploracin a Riesgo y GananciasCompartidas y los Convenios de Asociacin Estratgica de la Faja Petrolfera delOrinoco (FPO) a Empresas Mixtas.

0


20/25

cial, bajo la consolidacin de nuevos negocios

en l a F ugo h vez Fr as y en l os ampos

M duros que ha trado consigo la creacin de

nuevas Empresas Mixtas.

La CVP ha sido partcipe en la creacin

de 44 Empresas Mixtas en conjunto con repre-sentantes de 49 empresas de capital nacional y

extranjero de 21 pases hermanos que coadyuvan

en la redefinicin de la industria petrolera vene

zolana. Es a corporacin ha evolucionado para

onvertirse en un negocio prspero, con una uti

lidad rentable y que agrega valor al desarrollo

el pas, con un propsito especfico que hoy la

efine como una Filial de Mi in y bjetivos

E tratgicos y como una de las filiales ms im-portantes de la industria petrolera, materializan

o diversos logros que cambiaron para siempre

la historia petrolera del pas.

MIGRA I N DE LOS CONVENIOS OPERA IVOS, CONVENIOS DEASOC A N S A ICA LA O CON NIOS A NA RIESG Y GANANCIAS MP RTIDAS A EMPRESAS MIX ASEn el ao 2005 se inicia el rescate de todos aquellos

negocios que nuestra industria petrolera haba concer-

tado durante la apertura petrolera, con la finalidad de

reconquistar la soberana petrolera y hacer valer los

intereses de la Na in en el manejo de sus recursos

energticos.

En este sentido, entre los aos 2006 y 2008,

va decreto presidencial, quedan extinguidos los denomi-

nados nvenios perativos, nvenios de A ociacin

stratgica de la F y C nvenios de xploracin a

Riesgo y Ganancias mpartidas; dando paso a un

nuevo esquema de negocio: L Empresas Mixtas, que

enterraron 10 aos de negociaciones perjudiciales que

ocasionaron grandes distorsiones en materia econmi

ca y inanciera para la industria y el pas por ser un

esquema poco transparente ante el Fisco Nacional yuna fuente de costos crecientes para PDVSA.

Con el nuevo esquema de negocio, PDVSA lo

ra ser el accionista mayoritario de la Empresa Mixta

conformar. Asimismo, se incluye una serie de trmi-

nos y condiciones en materia impositiva que redundan

n bene icios para el tado, tales como: incremento

e la regala y el Impuesto S bre La Renta (ISLR); ade

ms de la creacin de nuevos impuestos, cuyos im-

portes son destinados a mejorar la calidad de vida

e la colectividad.

Otra caracterstica importante del modelo de

Empresas Mixtas est relacionada con la colocacin

n los mercados del petrleo extrado: ste no podr

er comercializado por terceras compaas. Aunque

l recurso explotado ser propiedad de las operado

ras de las mpresas Mixtas, el hidrocarburo lo comer

ializar el E tado venezolano a travs de PDVSA utro ente estatal.

SM N N N LOS COSTOSREALES DE PDVSA DURANTE LOS

AOS 2006 A 2013 PR DUCTO DE LACONVERSI N A E PRESAS MIX ASDE LOS CONVENI S PERA IVOSos onvenios perativos ueron diseados con el ob

jetivo de operar 32 campos petroleros distribuidos en

tre el riente y Occidente del pas. L condiciones

que regulaban estos convenios resultaban sumamentecostosas para PDVSA, ya que se deba pagar hono-

rarios de operacin y de capital, intereses de capital

e incentivos de produccin a los operadores.

C n la eliminacin de los Convenios Operativos y la

creacin de las Empresas Mixtas, PDVSA ha obtenido

un ahorro total entre los aos 2006-2013 de alrede

dor de 18.401 millones de dlares.

.

.

.

.

.

201301220112010200900820072006

OSTOS REALES DE PDVSA2006 - 2013

AH RR T TALMMUS$ 18.401

CONVENIO OP ATIVOS

EM RESAS MIXTAS

TOTAL AHOR O

4.13

2

3.71

8 4.09

9

2.55

3

1.54

6

2.81

3

1.92

5

3.03

0

1.90

5

4.557

2.408

6.387

3.302

6.628

9.84

9

3.0

Este ahorro deUS 18.401

ha sido posiblegracias a la luchaemprendida pore Coman ante

premo ugoC vez Fras en suafn de materializarel rescate de laPlena S beranaPetrolera. Estapoltica formaparte de su legado,compromisoirrenuncia e eos tra aja orespetro eros y a JuntaDirectiva e PDV A

61

P D V S A C O M



21/25

PARTICIP IN FISCAL DE LAS EMPRESAS MIX ASNI N ES LOS CON NIOS OP A VOS

os onvenios Operativos pagaban impuestos como

empresas del sector no petrolero, generando que la

tasa del ISLR aplicable fuera significativamente inferior

a la establecida en la legislacin tributaria vigente. Losconvenios tampoco cancelaban la regala al tado.

Como parte de la poltica de l na S berana trolera,

se han implementado una serie de impuestos adicio

nales, tal es el caso del denominado impuesto de ven-

tajas especiales de 3,33% sobre los ingresos brutos yel impuesto destinado al desarrollo de proyectos en

dgenos, que representa 1% antes del Asimismo,

las Empresas Mi tas tienen la obligacin de pagar un

impuesto superficial por aquellos campos que la em-

presa mantenga ociosos y un impuesto sombra que

asegure que la suma de la regala de 30%, la rega

la adicional de 3,33%, y el ISLR sea igual, como m

nimo y en cada ao fiscal, a 50% de los ingresos bru

tos de la Empresa Mixta. Es as medidas generadoras

de grandes beneficios en materia impositiva han sido

posibles tras la obtencin del control del sector petro

lero a travs de las mpresas Mixtas.

Los ingresos adicionales que ha percibido el

Estado desde el ao 2006 hasta el cierre de 2013

en materia impositiva, producto del cambio de esque-

ma de negocio oscilan alrededor de los 17.258 mi

llones de dlares.

PARTICIPACIN DE LAS EMPRESAS MIXTAS PROVENIENTESDE LOS CONVENIOS OPERATIVOS EN EL DESARROLLO SOCIALl aporte que otorgan las mpresas Mixtas al desarro

llo social del pas ha marcado la gran diferencia entre el anterior esquema de negocio y el nuevo modelo

de Empresas Mixtas. Es as contribuciones honran com-

promisos adquiridos por el tado en materia de edu

cacin, in raestructura, salud, vivienda, apalancamien

to de Empresas de Propiedad So ial, entre otros, con

la finalidad de elevar la calidad de vida del pueblo.

stas empresas contribuyen con el stado me

diante un impuesto de 3,33% sobre los ingresos brutos denominado ventajas especiales, distribuido de la

siguiente manera:

a

CLASE O A ANC : 2,22%, administradodirectamente por el Gobierno Bolivariano y desti

nado a los proyectos establecidos en el marco de

los lineamientos del Pl n Nacional de D sarrollo.

| :1,11%, de los cuales30% ser destinado a los municipios donde se de

sarrollen las actividades primarias de la Empresa

Mixta y 70% para el resto de los municipios petro-leros, en proporcin a la poblacin y al ndice de

desarrollo humano de cada una de las entidades.

Adicionalmente, contribuyen con el 1% de la

utilidad antes de impuestos para las inversiones en pro

yectos de desarrollo endgeno.

Los aportes realizados durante el ao 2013

para el desarrollo social (2,22% y 1%) por las mpresas

Mixtas se ubicaron en 216,2 millones de dlares, que

arrojan una contribucin total, entre los aos 2006-

2013, de 1.220 millones de dlares.

216,2

AP RTE AL DESARR LLO SOCIAL DE LAS EMPRESAS MIXTASPR VENIENTES DE LOS CONVENIOS OPER TIVOS2003-2012

210,5223

81,4

149,9

130,3

2,9

15,82,810,6

EMPR SAS MIXTAS T TAL MMUS$ 1.220CONVE I S OP A IVOS T TAL MMUS$ 29,4

2006 - 2013

OTALMMUS$ 17.258

0

.

1.500

2.000

2.500

.

.

.

4.500

5.000

20122011010200920082007006 2013

357

757

2.26

9

1.46

6

3.79

9

4.59

3

2.375

1.642

2


22/25

Con la migracinde los ConveniosOperativos aEmpresas Mixtas,en el marco dela poltica dePlena SoberanaPetrolera, PDVSAha recuperadoel control sobreesas operaciones,ha disminuido susgastos y el Estadoha aumentado larecaudacin fiscal,beneficiando alas comunidadesa travs de laejecucin deprogramas de

desarrollo social.

CONVENIOS OPERATIVOS VS EMPRESAS MIXTAS

Ile ales, nunca fueron aprobados por el C ngresoNacional.

Fueron analizadas y discutidas en la Asamblea Nacional,Institucin que les di el visto bueno antes de entrar envigencia.

Vi laron el Ar culo 1 de la Ley de Nacionalizacin.

Se fundamentan en el Artculo 12 de la Constitucin dela Repblica Bolivariana de Venezuela y en el Artculo22 de la Ley Orgnica de Hidrocarburos, que establecenla propiedad del Estado sobre los yacimientos dehidrocarburos, y permiten la participacin de tercerosen Empresas Mixtas, en las que el Estado mantenga unaparticipacin mayor a 50%.

R spondieron al modelo de empresa transnacional,maximizando la ganancia de terceros a costa delEstado, el Fisco, PDVSA y, el pueblo venezolano.

Responden al razonamiento de empresa pblica,maximizando la ganancia para el Estado, el Fisco y elpueblo venezolano.

Negaron el derecho soberano de regular la tasae explotacin del recurso natural, agotable y no

renovable: la regala.

Garantizan el derecho soberano a la remuneracin porla explotacin del recurso natural no renovable: unaregala justa.

bligaron a que cualquier diferencia contractualeba resolverse en tribunales de Nu va York,

Estados Unidos; por consiguiente, vulneraron laS b rana Nacional.

Se establece la autoridad de los tribunales nacionales.

Re istraron altos costos operativos indexados alos precios del barril petrolero.

Reduccin de gastos y aumento de la regala y losimpuestos.

No estaban alineados con los planes de desarrollonacional.

Estn alineadas con el Plan Siembra Petrolera y la Leydel Plan de la Patria.

En l s onvenios de 1ra.y 2da. R nda no seontemplaban recortes de produccin, ni siquiera

por lineamientos de la OPEP.

La produccin est sujeta a polticas corporativas y alos lineamientos del Ministerio del Poder Popular dePetrleo y Minera.

Significaron la privatizacin de 500 mil barrilesiarios de petrleo. Rescatan la Plena Soberana Petrolera.

TABLA COM ACI N E LOS RESULTA OS E LOS CON NIOS OP AT VOS S. M ESAS MIXTAS

M SAS MI TAS R O E A SA E O A ON S COSTAAFUERA CONSTITUIDAS DENTR DEL PR ESO DE NA IONALIZACINY RESCA E DE LA PLENA S BERANA PETROLERALas Empresas Mixtas creadas durante la nacionaliza-

cin de la FPO Hugo Ch vez Fras, fueron aquellas

provenientes de los onvenios de A ciacin para

la explotacin de crudo extrapesado, en las reasJunn (antes Zuata), Carabobo (antes rro N gro) y

Ayacucho (antes Hamaca) para su mejoramiento y co-mercializacin en el mercado internacional; as como

de los nvenios de ploracin a i sgo y anancias

C mpartidas y de la asociacin denominada ri uels

SINOVEN S A En el ao 2007, con la finalidad de

poner fin al proceso de privatizacin de la industria

petrolera venezolana, el Gobierno Revolucionario de

la epblica Bolivariana de nezuela estableci el

creto N 5 200, mediante el cual se determina la

migracin a Empresas Mixtas de estos convenios.

E importante sealar que durante el proce-so de nacionalizacin de la FPO Hugo hvez Fras,

trozuata, .A ( onvenio de Asociacin ratgica)

pas en 100% a manos de PDVSA, c n lo que se lo-

r el control total de los negocios.

osteriormente, en As mblea General

xtraordinaria de Ac ionistas de trozuata, . ce

lebrada en septiembre de 2011, se autoriza la rever

in de activos operacionales que correspondan aPe rozuata, A., se acuerda el cambio de denomina-

in o razn social y se autoriza trans erir las accio

nes de la empresa a la CVP p sando a denominarse

n adelante Pe roanzotegui, S.A , con un porcenta e

ccionario de 100% por parte de la VP

Las Empresas Mixtas nacionalizadas formanparte de la reorientacin energtica que emprendi

l Gobierno Bolivariano en el marco del l n Siembra

Pe rolera en el ao 2005 y han sido concebidas bajo

una visin estratgica en materia de hidrocarburos y

on compromiso social en sus reas de influencia, man-

eniendo los niveles de calidad, sin perder la orienta

63

P D V S A C O M



23/25

cin de su actividad medular que es producir crudo,

mejorarlo y comercializarlo en los mercados naciona

les o internacionales, brindando al stado mayores be

neficios por la actividad petrolera.

Un de los grandes aspectos positivos que trajo

consigo la nacionalizacin, fue desmontar la vieja te-

sis de que el crudo de la F O era bitumen, puesto que

actualmente se desarrollan procesos de mejoramiento

que han convertido a este crudo en uno de tipo livia

no, evaluado y comercializado de manera muy atrac

tiva en el mercado internacional.

IMPACTO DE LOS CONVENIOS DE ASOCIACIN ESTRATGICADE LA FPO EN LOS RESULTADOS ECONMICOS DE PDVSADurante el funcionamiento de las antiguas asociacio-

nes de la FPO, l s ingresos del Esado venezolano se

vieron perjudicados debido a la evasin de impues

tos ( SLR, r galas, exportacin, entre otros) por par

te de las asociaciones. En el caso de los Convenios

de A ciacin Estratgica de la FPO, durante el lap-

so 2002-2005, el pago de las regalas descendi al

nivel ms bajo, colocndose en 1%. e esta orma,

las empresas transnacionales maximizaron sus ganan-

cias mientras que el Es ado dej de percibir un total de

7.129 millones de dlares por este concepto.

Otro de los impactos negativos que trajo consi

go la creacin de estos negocios fue el incumplimiento

de los trminos de los contratos respecto a las reas

asignadas para la explotacin y produccin de crudo;

ya que en algunos casos se ocupaba el doble de los

terrenos de explotacin sin autorizacin previa, por lo

que los proyectos no se correspondan con los planes

de desarrollo nacional.

.

.

.

.

.

.

.

505

.248.633

3.743

MMUS$

FONDOS TR NSFERIDOS A LOS SOCI S2002-2005

OTALMMUS$ .129

CON LA IMPLANTACIN DEL NUEVOMODELO DE EMPRESA MIXTA,

EL ESTADO HA PERCIBIDO UNACONTRIBUCIN ADICIONAL

DE APROXIMADAMENTE6.948 MILLONES DE DLARESPRODUCTO DE LA MIGRACIN DE

LAS ANTIGUAS ASOCIACIONESA EMPRESAS MIXTAS.


24/25

TABLA CON CI N ADICIONAL O CTO E LA MIGR CI N E LOS CON NIOS E ASOCIACI N EST AT GICA A EM ESAS M X TASEXPRESADO EN MILLONES DE DLARES ESTADOUNIDENSES

SIMULACIN EX-ASOCIACIONES ESTRATGICAS DE LA FPO 2013 2012 2011 2010 2009 2008 TOTALACUMULADO

Regala 2.015 1.848 1.873 1.583 1.058 1.863 10.240

Impuesto de Ex raccin 2.015 1.848 1.873 1.583 1.058 1.863 10.240

Contribucin Especial Precios Ex raordinarios . . . . .

Impuesto Ciencia y Tecnologa 54 67 43 42 90 - 296

Impuesto sobre la R nta 1.422 1.543 646 751 451 . .

Contribucin Antidrogas

Impuesto Ley Aporte del Deporte 28 30 - - - - 58

TOTAL . . . . . . .

FLUJO DE CAJA . . . .

TOTAL EFE TO TOTAL NACINEX A OCIACIONES 10.704 10.256 . . . . .

REAL EMPRESAS MIXTAS 2013 2012 2011 2010 2009 2008 TOTALACUMULADO

Regala 3.625 3.329 3.375 2.856 1.901 3.394 18.480

Impuesto de Ex raccin 405 366 372 309 212 333 1.997

Contribucin al Desarrollo Endgeno

Contribucin Especial Precios Ex raordinarios 3.635 3.417 3.639 163 9 1.417 12.280

Impuesto Ciencia y Tecnologa 54 67 43 42 90 229 525

Impuesto sobre la R nta . . . . . . .

Contribucin Antidrogas 21 33 37 61 24 14 190

Impuesto Ley Aporte del Deporte e Impuesto Sombra 54

TOTAL 9.864 8.643 . . . 6.857 .

FLUJO DE CAJA 2.520 2.499 590 1.015 730 1.614 8.968

TOTAL EFE TO TOTAL NACIN E PRESAS MIXTAS . . . . . . .

VARIA IN / EFE TO TOTAL NACIN . . . .



25/25

CONVENIOS ASOCIACIONES ESTRATGICAS VS EMPRESAS MIXTAS

Eran S ciedades Annimas donde el Estado tenaparticipacin minoritaria.

Son Sociedades Annimas, teniendo una participacinmayor al 60% en promedio.

El precio de venta y la comercializacin del crudo yproducto eran fijado por las operadoras, las cualesestaban bajo control administrativo de terceros. Unpunto importante es que h llmette procesaba elcrudo de cerro negro 16A PI.

El precio de venta y la comercializacin del crudo yproducto son fijados por las nuevas empresas creadas;excepto Petromonagas el cual es comercializadopor parte de la Direccin Ejecutiva de Comercio ySuministro en ultramar a un precio fijado por estosltimos. Por nuevas especificaciones, el crudo dePetromonagas es de 18API.

El flujo de efectivo positivo a favor de los accionistas delas tres empresas dependa de excedentes de efectivoque estaban asociados a las deudas respectivas, porlo que indirectamente los bancos participaban en laadministracin de estas empresas.

Solo el flujo de efectivo positivo a favor de losaccionistas de Petrocedeo depende de excedentes deefectivo que estn asociados a las deuda, por lo queindirectamente el banco participa en la administracinde esta empresa.

C a Asociacin posea autonoma en el presupuestoanual de Capital Expenditures(C pex) y OperationalExpenditures(Op x).

El Presupuesto anual tanto de inversiones comooperaciones es aprobado directamente por CVP comomximo accionista, alineado a las polticas de PDVSA.

No e taban en lnea con los planes de desarrollode la nacin.

Estn alineadas con el Plan Siembra Petrolera y laLey del Plan de la Patria.

El p go del ISLR se efectuaba a tasa de empresasdel sector no petrolero (34%).

El pago del ISLR se adeca a la tasa actual vigentepara el sector petrolero (50%).

Las polticas contables tales como: clculo de la

depreciacin y presentacin de los activos fijos,inventarios, ISLR eran ajustadas por las trasnacionales.

Las polticas contables estn alineadas a las polticasy normativas de PDVSA.

Lo costos de mano de obra administrativa eranabsorbidos por las operadoras.

Los costos de mano de obra administrativa se generanen sintona con las polticas de PDVSA. Se realizanlos respectivos recobros a cada empresa mixta pormedio de la CVP.

Los costos de las propiedades, plantas y equiposeran registrados a costos histricos.

Los costos de las propiedades, plantas y equiposinicialmente fueron registrados al costo ms la prima.

TABLA COM ACI N E LOS ESULTA OS E LOS CON NIOS ASO IACI NT AT GICA VS. M ESAS MIXTAS E LA O GO CH AS

produccion pdvsa 2013

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