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PDVSA:
¿Sobrecarga de tareas o problemas de gerencia?
Mitos y realidades en la gestión de Pdvsa
Carlos Mendoza PottelláForo ILDIS 16/5/2018
Carlos Mendoza PottelláProyecto ‐ Foro ILDIS 16/5/2018
• Algunas precisiones sobre los conceptos de Nación y Estado, Propiedad Púbica y Propiedad Privada, modelos de apropiación de los minerales.
• Nacionalización, Estatización, Privatización• El proceso de generación y distribución del excedente petrolero en Venezuela y el mundo.
• Remuneración del Capital y el Trabajo, Renta de la Tierra, Renta monopólica.
• El proceso de apropiación monopólica y geopolítica de la renta petrolera.
“… la voracidad fiscal, el rentismo parasitario, característico de un nacionalismo tercermundista ajeno a las realidades contemporáneas, amenaza la salud de la "gallina de los huevos de oro" y obstaculiza sus megaproyectos expansivos, obligándola a acudir al endeudamiento interno y externo. La empresa petrolera venezolana es pechada con la mayor tasa impositiva del mundo.”Obviemos la circunstancia de que esos impuestos no son otra cosa -en el caso venezolano- que los dividendos del único accionista; lo cierto es que ese ingreso fiscal petrolero se destina principalmente a alimentar el gasto corriente de una sociedad parasitaria e improductiva, perdiéndose todo efecto multiplicador.
La alta tributación fiscal, la cual ni siquiera permite en el futuro inmediato hacer las inversiones necesarias para compensar la declinación y mantener la capacidad de producción, es el principal obstáculo que encuentra la Industria Petrolera Nacional para su desarrollo...
Por ello el Plan de la IPPCN se basó en la premisa fundamental de aliviar la carga tributaria sobre PDVSA mediante reducción progresiva del valor fiscal de exportación hasta su total eliminación en tres o cuatro años...
... PDVSA, Guías Corporativas 1993-1998: Orientación Estratégica, pág. 1.
“Cabe resaltar que un paso primordial en la realización de este plan lo ha constituido la reciente aprobación, por parte del Congreso Nacional, de la reducción gradual del Valor Fiscal de Exportación, que lo llevará de un 16% en el presente año a un 8% en 1994, a un 4% en 1995 y a su total eliminación en 1996”. [1]
[1] PDVSA, Guías Corporativas 1993‐1998: Orientación Estratégica, pág. 1.
61 6048
4131 27 30 32
12 1322
134 6 8 13
22 21
21
19
1920
22 16
14 16
22
16 3032
3531
0102030405060708090
100
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
ISLR Regalías DividendosFUENTE: BCV.
Gobierno Central:Ingresos petroleros como % de los ingresos totales
(%)Marco Legal
ISLR 67,7Regalía 16 2/3
ISLR 50%Regalía 30%
VFE 0
55373 406
1.804
2.920
3.708
2.294
1.681
3.329
1.530
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
1.917
1.920
1.923
1.926
1.929
1.932
1.935
1.938
1.941
1.944
1.947
1.950
1.953
1.956
1.959
1.962
1.965
1.968
1.971
1.974
1.977
1.980
1.983
1.986
1.989
1.992
1.995
1.998
2.001
2.004
2.007
2.010
2.013
2.016
Venezuela 1917‐2016 ‐ Producción Crudo (Miles de Barriles Diarios)
1961“No Más
Concesiones”
1973Ley Sobre
Bienes AfectosA Reversión
1976Ley que Reservaal Estado la IndustriaY el Comercio de losHidrocarburos1943
Ley deHidrocarburos
8,08
0
2
4
6
8
10
12
1960 1970 1980 1990 2000 2010
USD por barril
Fuente: Opep . 2011 y 2012 cálculos propiosHAP
PRECIO DEL PETRÓLEO EN TÉRMINOS REALESY PROMEDIO POR DÉCADAS
Base 1960=100
Precio real
Precio promedio acumulado
1,4
5,6 5,1
2,43,14
10,3
9,2
…el doble carácter del petróleo como actividad productiva y fuente rentística se desdobla en el caso venezolano: la actividad productiva la desarrolla PDVSA y el aprovechamiento rentístico lo hace el Estado por vías del Ministerio de Energía y Minas y los demás entes de la administración pública.
Después de esa asignación de roles, el mandado está hecho para presentar escenarios favorables al expansionismo petrolero. En Venezuela hay un "sector petrolero moderno", productivo, liderado por PDVSA y un conjunto de sectores atrasados, rentistas, parasitarios, de vocación tercermundista etc., que se oponen al mejor de los destinos para el ingreso petrolero: su reinversión en el sector.
11
PDVSA: Planes Corporativos 1994-2002Las ilusiones aperturistas‐
¿Y los precios…? 14 dólares hasta 2002
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
0
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
120.000
140.000
(Mill
ones
de
barr
iles)
(Mill
ones
de
dóla
res)
Ingreso total Participación fiscal totalCostos operativos totales Producción
Producción, Ingresos, costos y participación fiscal
FUENTES: PDVSA y BCV.
17,40
84,076,00
52,30
69,77
63,18
71,20
86,34
74,7067,60
19,00 23,50 21,50
45,60
22,04
38,04 37,12
13,17
0,00
10,00
20,00
30,00
40,00
50,00
60,00
70,00
80,00
90,00
100,0019
76
1978
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
Costos Operativos Netos PFT + Otros Aportes
Nueva Ley deHidrocarburos
FUENTES: PDVSA y BCV.
Costos Operativos Netos y Participación Fiscal + Gasto Social(como porcentajes de los ingresos totales)(%)
PDVSA Negocios Internacionales 1998-2001
768 800837
1.026
(5.000)
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
Mill
ones
de
Dól
ares
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1.000
1.100
Mile
s de
Bar
riles
Dia
rios
Ingresos por Ventas 12.161 13989 22.766 26.927Ganancia en Operaciones 461 174 515 638Descuento (S/Promedio) -617 -642 -764 -936Inversiones en afiliadas -277 -517Crudo ExVenezuela Mbd 768 800 837 1.026
1998 1999 2000 2001
6,5 5,4
13,1
3,3 4,5
20,6
9,6
40,4
50,8
47,6
44,045,7
50,047,1
54,456,1
42,1
45,3
54,752,9
55,8
59,5
56,3
62,064,5
55,9
50,6 51,7
57,3
51,2
62,9
58,5
45,7
49,9 49,9
0
10
20
30
40
50
60
70
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
(%.)
Costos de Adquisición de Crudo y Productos no Venezolanos como Porcentaje de los Costos Totales
Consolidados. 1982-2016
Fuente: Estados Financieros Consolidados PDVSA y cálculos propios BCV
120035 121895
72169
48002
75842
86791
55217
41.44644.565
28.502
18.655
6.324
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
140000
2013 2014 2015 2016
Ingresos:
Costos Operativos (Netos de Regalías y otros impuestos)
PFT + Aportes
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¿Sueño o profecía autocumplida?Entre 2007 y 2016 las revisionesderivadas de la certificación deRyder Scott para el proyecto “Magna Reserva” materializaron ese sueño de 1991
UN TESTIMONIO TECNICO RATIFICADO POR LAS CIFRAS
Al inicio del plan siembra petrolera solo se dedicaron a pagarle a una empresa llamada Ryder Scott para que certificara las reservas, a perforar algunos pozos estratigráficos; pozos bien sencillos (someros en el caso de la FPO) y bastante baratos por cierto de menos de US$1.000.000 C/U y con eso justificaron los gastos de exploración hasta 2016.
Más del 90% de las reservas incorporadas entre 2006 y 2016 fueron de la FPO, mayormente por revisión y extensión, muy poco o casi nada por exploración propiamente dicha de nuevas provincias de C/L/M.
Se reprocesó información sísmica 2D y 3D pero no se tradujo en éxito sustancial alguno en la adición notable de reservas frescas de C/L/.
19
Venezuela: Exploración, Reservas Probadas, Producción 1999 - 2016
RelaciònDescubrimientos Extensiones Revisiones Producción Probadas Desarrolladas Res/Prod
1999 140 98 1.622 1.117 76.852 692000 71 217 1.696 1.151 77.685 672001 112 440 766 1.220 77.783 642002 2 0 462 1.093 77.154 712003 274 218 520 1.026 77.140 752004 319 145 4.129 1.151 80.582 702005 144 35 444 1.193 80.012 672006 82 31 8.383 1.184 87.324 742007 494 20 12.686 1.147 99.377 872008 8 116 74.013 1.191 172.323 1452009 22 0 39.925 1.097 211.173 15.054 1932010 200 0 86.211 1.083 296.501 14.248 2742011 27 35 2.097 1.089 297.571 13.652 2732012 123 0 1.105 1.064 297.753 12.975 2802013 162 0 1.512 1.056 298.353 12.960 2832014 201 0 2.414 1.015 299.953 12.926 2962015 62 0 1.864 1.001 300.878 12.931 3012016 42 2 2.222 901 302.250 12.944 335
TOTALES 2.485 1.357 242.071 19.779
Reservas Probadas 1999 más Descubrimientos y extensiones y menos producción: 60.915Reservas Probadas 2016 menos Revisiones 60.179
ReservasResultados de la
Exploración
Cifras en Millonesde Barriles y años
Zuata Principal Cerro Negro PETROLEO ORIGINALMENTE
EN SITIO (Millones de Barriles) 270.485 161.880"Factor de Recobro" Estimado 20% 20%
Reservas (Millones de Barriles) 54.097 32.376
Producción (Miles Barriles Diarios) 240 175
Relacion Res/Producción (Años) 618 507
Un año50
Años100
años Un año 50 Años100
años
Producción (Milones Bartiles) ACTUAL 88 4.380 8.760 64 3.194 6.388Agotamiento "Reservas probadas" 0,16% 8,10% 16,19% 0,20% 9,86% 19,73%
RECOBRO EFECTIVO DEL P.O.E.S. 0,03% 1,62% 3,24% 0,04% 1,97% 3,95%
Producción anual (Milones Barriles) DUPLIC. 175 8.760 17.520 128 6.388 12.775
Agotamiento "Reservas probadas" 0,32%16,19% 32,39% 0,39% 19,73% 39,46%
RECOBRO EFECTIVO DEL P.O.E.S. 0,06% 3,24% 6,48% 0,08% 3,95% 7,89%
FACTOR DE RECOBRO: ¿PAQUETE CHILENO?
7,620,1
50,51
73,74
94,21
133,4144,2
219,6
0
50
100
150
200
250
dic-06
feb-07
abr-07
jun-07
ago-07oct-07
dic-07
feb-08
abr-08
jun-08
ago-08oct-08
dic-08
feb-09
abr-09
jun-09
ago-09oct-09
dic-09
feb-10
abr-10
jun-10
ago-10oct-10
dic-10
BOYACA
JUNIN
AYACUCHO
CARABOBO
MMMBls
Reservas Cerificadas al 31 Diciembre de 2008
Incorporación de Reservas a Diciembre 2009
Incorporación de Reservas a Diciembre 2010
Proyecto Orinoco Magna Reserva
: 41,65 MMMBls
: 85,53 MMMBls
: 29,56 MMMBls
: 62,90 MMMBls
• Pozos Perforados: 146
• Toma de Núcleos > 8.000 pies
• Adquisición Sísmica 2D: 3.824 Km
• Interpretación Sísmica 2D: 17.805 Km
• Costo Total del Proyecto: 557 MM$
Proyección de la producción de crudo 2012-2018
(Miles de barriles diarios)
Producción promedioene-sept 2012
3.028 MBD
Fuente: Informe titulado: "Balance de Gestión Social y Ambiental 2011“ de PDVSA.
28
Plan Siembra Petrolera 2013 - 2019 • Incrementar el nivel de producción de crudo a 6.000 MBD en 2019, de los
cuales 4.000 MBD provendrán de la FPO.
• Aumentar la producción de gas natural hasta 11.947 MMPCD, logrando unsignificativo aporte de la explotación de las reservas localizadas en el CinturónGasífero de nuestro mar territorial.
• Incrementar la producción de Liquido del Gas Natural a 255 MBD.
• Elevar la capacidad de refinación en el sistema nacional a 2,2 MMBD y a nivelinternacional a 2,4 MMBD, para una capacidad total de 4,6 MMBD.
• Alcanzar un nivel de exportaciones de crudo y productos de 5,6 MMBD.
• Desarrollar de forma sistemática y sustentable la capacidad industrial de bienesy servicios requeridos por las actividades medulares de hidrocarburos.
• Consolidar la capacidad propia de transporte de crudo y productos.
2929
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016Pesado + extrapesado 38,5 43,8 49,6 46,2 48,4 49,5 50,4 57,9 56,6 56 58Mediano 35,1 31,4 28,2 31,2 29 29,7 30 22,0 21,4 24 22,3Liviano 22,1 20,3 17,9 19,2 19,4 17,6 16,1 16,2 14,4 13,1 12,2Condensado 4,3 4,6 4,4 3,4 3,2 3,2 3,5 4,0 3,8 3,2 3,4
0
10
20
30
40
50
60
70
Pesado + extrapesado Mediano Liviano Condensado
(%)
1/ Los crudos se clasifican según la gravedad API: Por encima de 40° condensado; superior a 31° crudo liviano; entre 22° y 31° crudo mediano; entre 10° y 22° crudo pesado; inferior a 10° crudo extrapesado.
Fuente: PDVSA.
Producción petrolera venezolana por tipo de crudo(Participación porcentual)
PDVSA:Histórico y Plan de Producción de Crudos, Condensados y LGN para el Final de año 2009 – 2019 Nivel País
FAJA
313131
Desembolsos por Inversiones 2015 – 2019
Real2014
Desembolsos por inversiones
2015 2016 2017 2018 2019 Total 2014‐2019
13.385 Exploración y producción
22.041 51.124 53.248 53.712 40.847 234.357
4.349 Gas 2.350 4.299 3.129 2.228 1.866 18.221
1.297 Refinación 3.466 8.131 5.990 5.489 5.499 29.872
523 Comercio y suministro 648 1.100 1.213 2.212 2.171 7.867
4.864 Otras organizaciones 2.473 2.000 1.745 569 348 11.999
24.418 Total 30.978 66.654 65.325 64.210 50.731 302.316
6,5% % PIB8,7% 18,7% 18,3% 17,9% 14,2%
Para comparar: Meta de Kuwait para el 2040: 4 Millones 750 mil b/d
Perforando 55 pozos anuales para alcanzar un total de 1633
Kuwait pasaría de 2.7000 MBD que produce hoy a 4.700, en 22 años.
Venezuela: De 2.860 MBD en 2014 a 6.000 en 2019. A un ritmo de 628 MBD por año.
Kuwait: Propone crecer en 53 MBD anuales.
Sobran los comentarios
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Producción 2.92 2.81 3.14 3.27 3.08 3.07 3.39 3.17 3.12 3.12 3.03 3.01 2.89 2.86 2.57 2.17 1.41Metas 3.64 4.00 4.37 4.74 5.10 5.47 5.84 3.51 4.01 4.50 5.00 5.50 6.00
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000 (MBD) briMeta 2019:
6.000Meta 2012:
5.840
Volumen de la producción de petróleo real y “planificada” (2002 – 2019)
34
Abril 2018
Tiempo
Declinación y Agotamiento
CRECIMIENTO Plateau
Declinación y Agotamiento
CRECIMIENTO Plateau
FASES DE DESARROLLO DE UN CAMPO PETROLERO
5‐10 AÑOS 80‐90 AÑOS
RECUPERACION SECUNDARIAY TERCIARIA
FasePrevia¿Años?
POTENCIAL (PT) = Potencial al comienzo de período – declinación + contribuciones
Un segundo método de estimación del potencial es un balance de la declinación total delos yacimientos y las contribuciones, el cual es usado en la emisión del Presupuesto Anual,su control y seguimiento periódico.
POTENCIAL (PT) = Potencial al comienzo de período – declinación + contribuciones
Métodos de Calculo para el Potencial de Producción
Solicitadas como presupuesto
The future of oil. K. Haisworth.
Desarrollo de nuevos proyectosen áreas y países seleccionados(Producción y Costos estimados)
Localización USD/B
Medio Oriente 20
China 28
Libia 42
México 55
Brasil 61
Aguas Profundas Golfo de México/EEUU 65
Angola 71
Nigeria 78
Arenas Bituminosas Canadá 87
Crudo extrapesado de Venezuela 114
Fuente: CERA
Precio mínimo del barril de WTIpara justificar inversiones en nuevos proyectos
6270 67
78
100
112 110 111
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
Precio del petróleo requerido para equilibrar las cuentas fiscales
2010 2011 2012
US$/b)
Nota: El precio corresponidente a los países de la OPEP destintios a Venezuela y Rusia son datos aproximados de IEA, IMF y Merrill Lynch. Para el caso
Países USD Part (%) USD Part (%) USD Part (%) USD Part (%) USD Part (%)
Reino Unido 0,0 0,0 22,7 0,5 17,4 0,4 4,3 0,1 44,3 100%
Brasil 6,7 0,2 16,1 0,5 9,5 0,3 2,8 0,1 35,0 100%
Nigeria 4,1 0,1 13,1 0,5 8,8 0,3 3,0 0,1 29,0 100%
Venezuela 10,5 0,4 6,7 0,2 7,9 0,3 2,5 0,1 27,6 100%
Canadá 2,5 0,1 9,7 0,4 11,6 0,4 2,9 0,1 26,7 100%
US Shale 6,4 0,3 7,6 0,3 5,9 0,3 3,5 0,2 23,4 100%
Noruega 0,2 0,0 13,8 0,6 4,2 0,2 3,1 0,1 21,3 100%
US No Shale 5,0 0,2 7,7 0,4 5,2 0,2 3,1 0,1 21,0 100%
Indonesia 1,6 0,1 7,7 0,4 6,9 0,3 3,6 0,2 19,7 100%
Rusia 8,4 0,4 5,1 0,3 3,0 0,2 2,7 0,1 19,2 100%
Iraq 0,9 0,1 5,0 0,5 2,2 0,2 2,5 0,2 10,6 100%
Irán 0,0 0,0 4,5 0,5 1,9 0,2 2,7 0,3 9,1 100%
Arabia Saudita 0,0 0,0 3,5 0,4 3,0 0,3 2,5 0,3 9,0 100%Fuente: Rystad Energy. Cálculos propios.
Carga tributaria Gastos de Capital Costos Operativos Costos Adm/Transp. Costo producción Total
Costos de producción comparativos en países seleccionados