produccion pdvsa 2013
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Es la producción petrolera del año 2013TRANSCRIPT
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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
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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
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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
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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
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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.
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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.
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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 ).
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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.
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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.
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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
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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
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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
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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.
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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 . . . .
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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7/17/2019 Produccion pdvsa 2013
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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