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Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) y sus Filiales Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela INFORME DE GESTIÓN ANUAL 2008 La Nueva PDVSA con Visión Soberana, Popular y Revolucionaria
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Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) y sus Filiales
Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela
INFORME DE GESTIÓN ANUAL 2008
La Nueva PDVSA con Visión Soberana, Popular y Revolucionaria
2
I. Visión General del Negocio 6
1. Historia y Desarrollo.........................................................................................................6
2. Fortalezas que soportan la Industria Petrolera..............................................................7
3. Descripción del Negocio ....................................................................................................8
a. Actividades.................................................................................................................... 9 b. Desarrollo Social......................................................................................................... 10 c. Convenios de Cooperación Energética ...................................................................... 10 d. Nuevos Negocios........................................................................................................ 11
II. Organización 12
1. Estructura Organizacional .............................................................................................12
2. Descripción de las Principales Filiales...........................................................................13
a. PDVSA Petróleo, S.A.................................................................................................. 13 b. Corporación Venezolana del Petróleo, S.A. (CVP) .................................................... 13 c. PDVSA Gas, S.A. ....................................................................................................... 14 d. PDV Marina, S.A......................................................................................................... 14 e. Palmaven, S.A. ........................................................................................................... 14 f. Interven Venezuela, S.A. ............................................................................................ 14 g. Deltaven, S.A. ............................................................................................................. 14 h. PDVSA América, S.A.................................................................................................. 15 i. Bariven, S.A. ............................................................................................................... 15 j. INTEVEP, S.A............................................................................................................. 15 k. COMMERCHAMP, S.A............................................................................................... 15 l. PDVSA Agrícola, S.A.................................................................................................. 15 m. PDVSA Industrial, S.A. ............................................................................................... 16 n. PDVSA Servicios, S.A. ............................................................................................... 16 o. PDVSA Gas Comunal, S.A. ........................................................................................ 16 p. PDVSA Ingeniería y Construcción, S.A. ..................................................................... 16 q. PDVSA Naval, S.A...................................................................................................... 16 r. PDVSA Desarrollos Urbanos, S.A. ............................................................................. 16 s. Filiales y Afiliadas Internacionales.............................................................................. 17
3. Gobierno Corporativo ....................................................................................................18
a. Asamblea de Accionista.............................................................................................. 18 b. Junta Directiva ............................................................................................................ 18 c. Comité Ejecutivo ......................................................................................................... 25 d. Comité de Auditoría .................................................................................................... 25 e. Control Interno ............................................................................................................ 26 f. Comité de Operaciones de Exploración, Producción y Gas (CDO EPYGAS) ........... 28 g. Comité de Operaciones de Refinación ....................................................................... 28 h. Comité de Planificación y Finanzas............................................................................ 29 i. Comité de Recursos Humanos................................................................................... 29
4. Recursos Humanos..........................................................................................................29
3
III. Plan Estratégico 32
1. Plan Estratégico...............................................................................................................32
2. Resumen del Plan de Inversiones y Principales Proyectos ..........................................33
a. Ceuta – Tomoporo ...................................................................................................... 34 b. Suministro Eléctrico Costa Oriental del Lago - Occidente.......................................... 34 c. Crecimiento Distrito Norte-Oriente.............................................................................. 34 d. Crecimiento de los Distritos Morichal y Múcura.......................................................... 34 e. Nuevos Desarrollos en el Área de la Faja Petrolífera del Orinoco............................. 35 f. Gas Delta Caribe Oriental........................................................................................... 35 g. Gasoducto Transcaribeño Antonio Ricaurte............................................................... 36 h. Complejo Criogénico de Occidente (CCO)................................................................. 36 i. Gas Anaco .................................................................................................................. 37 j. Acondicionamiento de Gas y Líquidos Anaco (AGLA) ............................................... 37 k. Interconexión Centro Oriente-Occidente (ICO) .......................................................... 37 l. Jose 250...................................................................................................................... 38 m. Mariscal Sucre ............................................................................................................ 38 n. Sistema Nor Oriental de Gas (SINORGAS) ............................................................... 38 o. Gasificación Nacional ................................................................................................. 39 p. Plataforma Deltana ..................................................................................................... 39 q. Autogas - Gas Natural Vehicular (GNV) ..................................................................... 39 r. Rafael Urdaneta.......................................................................................................... 40 s. Conversión Profunda en la Refinería Puerto La Cruz ................................................ 40 t. Conversión Profunda en la Refinería El Palito ........................................................... 40 u. Construcción de Nuevas Refinerías en Venezuela .................................................... 40 v. Reemplazo Planta TJ-1 .............................................................................................. 41 w. Fraccionamiento Craqueo Catalítico (FCC)................................................................ 41 x. Construcción y adquisición de buques ....................................................................... 41
IV. Principales Actividades 42
1. Exploración y Producción ..............................................................................................42
a. Reservas..................................................................................................................... 42 b. Exploración ................................................................................................................. 47 c. Producción .................................................................................................................. 49 d. Asociaciones con Terceros......................................................................................... 53 e. Proyecto Orinoco Magna Reserva (POMR) ............................................................... 64
2. Gas ....................................................................................................................................71
3. Refinación ........................................................................................................................77
a. Capacidad de Refinación............................................................................................ 77 b. Refinación Nacional .................................................................................................... 80 c. Refinación Internacional ............................................................................................. 81
4. Comercio y Suministro ...................................................................................................93
a. Exportaciones ............................................................................................................. 93 b. Mercado Interno.......................................................................................................... 97 c. Deltaven.................................................................................................................... 101
4
5. Transporte/Buques y Tanqueros .................................................................................104
a. Suministro y Logística............................................................................................... 104 b. PDV Marina............................................................................................................... 105 c. PDVSA Naval............................................................................................................ 106
6. Investigación y Desarrollo ............................................................................................108
7. Seguridad y Ambiente...................................................................................................114
a. Seguridad Industrial (SI) ........................................................................................... 114 b. Ambiente e Higiene Ocupacional (AHO) .................................................................. 117
8. Desarrollo Social............................................................................................................120
9. Centro de Arte La Estancia..........................................................................................121
V. Convenios de Cooperación Energética 123
VI. Nuevos Negocios 131
1. Empresas de Propiedad Social .....................................................................................131
2. Empresas del Sector Petrolero .....................................................................................135
a. PDVSA Industrial ...................................................................................................... 135 b. PDVSA Servicios ...................................................................................................... 139 c. PDVSA Ingeniería y Construcción............................................................................ 143 d. PDVSA Desarrollos Urbanos.................................................................................... 146
3. Empresas del Sector Alimentos....................................................................................147
a. PDVSA Agrícola........................................................................................................ 147 b. Productora y Distribuidora Venezolana de Alimentos, S.A. (PDVAL) ...................... 149 c. Grupo Lácteos Los Andes ........................................................................................ 152
VII. Empresas del Sector Eléctrico 153
a. C. A. La Electricidad de Caracas.............................................................................. 154 b. Sistema Eléctrico del Estado Nueva Esparta, C.A. (SENECA)................................ 154 c. Otras Empresas del Sector Eléctrico........................................................................ 154
VIII. Compromisos y Contingencias 155
IX. Análisis Operacional y Financiero 160
1. Resumen Ejecutivo........................................................................................................160
2. Inflación y Devaluación ................................................................................................161
5
3. Aportes Pagados a la Nación........................................................................................162
a. Impuesto Sobre la Renta .......................................................................................... 162 b. Regalía...................................................................................................................... 162 c. Impuesto de Extracción ............................................................................................ 163 d. Impuesto de Registro de Exportación....................................................................... 163 e. Impuesto Superficial ................................................................................................. 164 f. Impuesto al Valor Agregado (IVA) ............................................................................ 164 g. Impuesto de Consumo General................................................................................ 164 h. Dividendos ................................................................................................................ 164
4. Reconversión Monetaria...............................................................................................165
5. Resultados Operacionales y Financieros.....................................................................166
a. Resumen Consolidado de Información Financiera................................................... 169 b. Producción ................................................................................................................ 176 c. Ingresos Totales ....................................................................................................... 176 d. Costos y Gastos........................................................................................................ 177 e. Activo ........................................................................................................................ 180 f. Patrimonio................................................................................................................. 181 g. Pasivo ....................................................................................................................... 181 h. Flujo de Caja............................................................................................................. 182 i. Efectivo Restringido .................................................................................................. 183 j. Acuerdo de Suministro.............................................................................................. 186 k. Preparación y Presentación de Estados Financieros............................................... 186 l. Pronunciamientos Contables Adoptados Recientemente ........................................ 186 m. Nuevos Pronunciamientos Contables aún no Adoptados ........................................ 187
6. Detalle de la Deuda Financiera Consolidada..............................................................190
X. Glosario de Términos 199
XI. Nomenclatura 201
XII. Anexo 204
6
I. Visión General del Negocio 1. Historia y Desarrollo Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) es una corporación propiedad de la República Bolivariana
de Venezuela1, creada por el Estado venezolano2 en el año 1975, en cumplimiento de la Ley
Orgánica que Reserva al Estado, la Industria y el Comercio de Hidrocarburos (Ley de
Nacionalización). Sus operaciones son supervisadas y controladas por el Ministerio del Poder
Popular para la Energía y Petróleo (MENPET)3.
La Constitución aprobada mediante referéndum popular en diciembre de 1999, y el Decreto Nº
1.510 con Rango y Fuerza de Ley Orgánica de Hidrocarburos, de fecha 2 de noviembre de 2001, la
cual fue modificada con el Decreto de la Ley de Reforma Parcial de la Ley Orgánica de
Hidrocarburos, publicado en la Gaceta Oficial Nº 38.443, de fecha 24 de mayo de 2006 y, la Ley
Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos de septiembre de 1999 y su Reglamento de junio de 2000,
configuran un nuevo marco jurídico donde el Estado recupera el control de sus recursos energéticos
para el beneficio de la mayoría.
PDVSA es responsable, en Venezuela, del desarrollo de la industria de los hidrocarburos; así como
también de planificar, coordinar, supervisar y controlar las actividades relacionadas con
exploración, explotación, manufactura, refinación, transporte y venta de los hidrocarburos y sus
derivados, tanto en Venezuela como fuera del país. La mayoría de sus filiales en el exterior están
involucradas en las actividades de refinación y comercialización a nivel mundial.
Bajo la Constitución del año 1999, el Estado debe mantener la propiedad exclusiva de las acciones
de PDVSA; sin embargo, la Constitución permite que Venezuela a través de PDVSA y sus filiales
suscriba acuerdos de exploración, producción y refinación y constituya empresas mixtas para el
desarrollo de la industria petrolera, manteniendo siempre la mayoría accionaria en esas empresas.
En consonancia con los artículos Nº 302 y Nº 311 de la Constitución y en el artículo Nº 5 de la Ley
Orgánica de Hidrocarburos, referidos a la participación de PDVSA en el desarrollo social e integral
del país, PDVSA asume una nueva responsabilidad social y participa en diferentes programas
establecidos por el Ejecutivo Nacional lo cual es ratificado con la modificación de los estatutos de
PDVSA, en julio de 2008 para promover y participar en actividades que estén dirigidas a fomentar el
desarrollo integral, orgánico y sostenido del país, incluidas las de carácter agrícola, industrial, de
elaboración o transformación de bienes y su comercialización o, la prestación de servicios, para
1 En lo sucesivo, Venezuela 2 En lo sucesivo, Estado 3 En lo sucesivo, MENPET
7
lograr una apropiada vinculación de los recursos de hidrocarburos con la economía nacional, en
función del bienestar del pueblo y, en armonía con la Constitución y las leyes.
Además, contribuye a mejorar la calidad de vida de todos los venezolanos mediante la construcción
de infraestructuras, financiamiento a programas de salud, educación, viviendas y alimentación, lo
cual se ha traducido en un aumento del índice de desarrollo humano del país.
PDVSA tiene su domicilio en Venezuela. Las oficinas de la Casa Matriz están localizadas en la
Avenida Libertador, La Campiña, Apartado Nº 169, Caracas 1010-A, Venezuela. Su número
telefónico: +58-212-708-4111. Su sitio en Internet es: www.pdvsa.com.
La Corporación tiene como moneda funcional el dólar estadounidense, debido a que el principal
ambiente económico de las operaciones de PDVSA es el mercado internacional para el petróleo
crudo y sus productos. Adicionalmente, una porción significativa de los ingresos y la deuda
financiera; así como también la mayor parte de los costos, gastos e inversiones, son incurridos en
dólares.
2. Fortalezas que soportan la Industria Petrolera La siguiente tabla muestra los datos financieros, operacionales y de recursos humanos al 31 de
diciembre de 2008 y por el período terminado en esa fecha, presentes en la
industria:
Fuerza Laboral Propia 78.739 PersonasFuerza Laboral Contratada 19.374 PersonasIngresos Operacionales - Consolidado 126.364 MMUS$Ganancia Neta - Consolidada 9.413 MMUS$Adquisición Sísmica 3D 4.036 Km2Adquisición Sísmica 2D 523 KmReservas Probadas de Petróleo 172,3 MMMBlsReservas de Petróleo en Proceso de Certificación (Estimado) 141 MMMBlsReservas Probadas de Gas 176 MMMMPCReservas de Gas en Proceso de Certificación (Estimado) 196 MMMMPCPotencial de Producción de Crudo 3.804 MBDProducción de Crudo Nación 3.260 MBDPozos Activos 18.555 UndTaladros / Año 151 UndYacimientos 17.771 UndCampos Petroleros 393 UndPrincipales Oleoductos 7.602 KmCapacidad de Refinación con Participación de PDVSA 3.035 MBDCapacidad de Refinación en Venezuela 1.303 MBDCapacidad de Refinación Internacional 1.732 MBDEstaciones de Servicios PDV en Venezuela 784 UndEstaciones de Servicios Abanderadas con Contrato de Suministro 1.081 UndPlantas Compresoras de Gas en PDVSA Gas 23 UndPlantas de Líquidos de Gas Natural LGN 3 UndCapacidad de Fraccionamiento de LGN Instalada 283 MBDCapacidad de Fraccionamiento de LGN Efectiva 268 MBDGasoductos de Gas Metano 4.432 KmPoliductos para Transporte de LGN 381 Km
8
POSICIÓN DE PDVSA ANTE OTRAS EMPRESAS De acuerdo con un estudio comparativo publicado el 1° de diciembre de 2008 por Petroleum
Intelligence Weekly (PIW), PDVSA escaló una posición, comparada con el año anterior, pasando a
ser la cuarta entre las compañías más grandes a nivel mundial en el negocio petrolero. El estudio
está basado en una combinación de criterios operacionales: reservas, producción, refinación y
ventas, donde PDVSA ocupa las siguientes posiciones:
• Quinta en reservas probadas de petróleo y gas.
• Séptima en producción de petróleo.
• Quinta en capacidad de refinación.
• Octava en ventas.
El siguiente cuadro muestra la posición de PDVSA ante otras empresas:
Posición Empresa País Producción Líquidos
Reservas Líquidos
Producción Gas
Reservas Gas
Capacidad Refinación Ventas
1 Saudi Aramco Arabia Saudita 1 1 7 4 10 72 NIOC Irán 2 2 2 1 14 123 ExxonMobil EUA 5 14 3 13 1 14 PDVSA Venezuela 7 5 21 5 5 85 CNPC China 4 12 9 12 6 146 BP Reino Unido 8 16 5 16 7 37 Royal Dutch Shell Holanda 12 26 4 17 2 28 ConocoPhillips EUA 15 22 11 21 8 69 Chevron EUA 14 21 12 24 12 510 Total Francia 18 25 14 20 9 411 Pemex México 3 12 15 35 13 1312 Sonatrach Argelia 13 13 6 6 33 2813 Gazprom Rusia 24 18 1 3 27 2914 KPC Kuwait 6 4 40 14 19 2015 Petrobras Brasil 11 17 27 36 11 9
Fuente: Petroleum Intelligence Weekly, Diciembre de 2008.
3. Descripción del Negocio PDVSA desarrolla las operaciones a través de sus filiales; así como también participa en asociación
con compañías locales y extranjeras, estas últimas sujetas a leyes y regulaciones dispuestas para
tal fin. Las operaciones incluyen:
• Exploración, producción y mejoramiento de crudo y gas natural.
• Exploración y producción de gas natural de recursos Costa Afuera, incluyendo la posibilidad de
exportar líquidos de gas natural (LGN).
• Refinación, mercadeo, transporte de crudo y productos refinados.
• Procesamiento, mercadeo y transporte de gas natural.
9
• Las reservas de petróleo y gas natural y las operaciones de exploración, producción y
mejoramiento están localizadas sólo en Venezuela. Las operaciones de refinación, mercadeo y
transporte están localizadas en Venezuela, el Caribe, Norteamérica, Suramérica, Europa y, Asia.
a. Actividades Las actividades de PDVSA están estructuradas en cinco áreas geográficas: Occidente, Oriente,
Centro Sur, Faja Petrolífera del Orinoco (FPO) y, Costa Afuera, con el fin de manejar sus
operaciones aguas arriba que incluyen las actividades de: exploración, producción y mejoramiento
de crudo extrapesado. La Corporación Venezolana del Petróleo (CVP), filial de PDVSA, asumió el
control de las actividades de todas las empresas mixtas y las licencias de gas natural Costa Afuera.
Las operaciones aguas abajo incluyen: • Refinación y mercadeo de productos en Venezuela bajo la marca PDV.
• Refinación y mercadeo de crudo y productos en el mercado internacional. Los productos se
comercializan bajo la marca CITGO en el este y el medio oeste de los Estados Unidos de
América4.
• Negocios en el Caribe, principalmente a través de la Refinería Isla y operación de terminales de
almacenamiento a través Bonaire Petroleum Corporation N.V. (BOPEC) en Bonaire y BulemBay
en Curazao. Asimismo, PDVSA a través de su filial PDV Caribe, S.A. es dueña de una planta de
llenado de bombonas de Gas Licuado de Petróleo (GLP) en San Vicente.
• Negocios de refinación en Estados Unidos a través de seis refinerías, de las cuales, tres son
propiedad de CITGO Petroleum Corporation: Lake Charles, Corpus Christi y, Lemont; dos con
participación de 50% en Chalmette y Hovensa; y una unidad de destilación de petróleo de vacío
y de coque llamada Merey Sweeny.
• Negocios de refinación en Europa a través de su participación en ocho refinerías: Gelsenkirchen,
PCK-Schwedt, Bayernoil-Neustadt, MIRO-Karlsruhe, Nynashamn, Gothenburg, Dundee y,
Eastham.
• Conducción de actividades de transporte marítimo, a través de su filial PDV Marina, S.A.
poseedora de 21 tanqueros.
• El negocio del gas lo desarrolla PDVSA Gas, S.A. filial verticalmente integrada, la cual se
encarga de actividades de explotación de gas y el procesamiento de gas para la producción de
LGN; así como también transporte y mercadeo de gas en el mercado interno y exportación del
LGN. Adicionalmente, procesa gas producido por la División de Exploración y Producción de la
4 En lo sucesivo, Estados Unidos.
10
filial PDVSA Petróleo (recibiendo todo el gas remanente después del consumo para las
operaciones de producción).
• Deltaven, junto con el sector privado están promoviendo el desarrollo de la infraestructura y
servicios comerciales para clientes de combustibles y lubricantes al detal.
• Otras filiales importantes son: INTEVEP, a través de la cual PDVSA maneja las actividades de
investigación y desarrollo; PDVSA Servicios, para el suministro especializado de servicios
petroleros: operación y mantenimiento de taladros, registros eléctricos, sísmica y, otros; PDVSA
Industrial, para el desarrollo de la capacidad industrial del país; PDVSA Ingeniería y
Construcción, responsable de la ejecución y gerencia integral de proyectos de infraestructura
requeridos por PDVSA.
b. Desarrollo Social Durante el período 2001-2008, y con mayor énfasis a partir del año 2003, en concordancia con los
lineamientos y estrategias del Ejecutivo Nacional, PDVSA ha participado en el desarrollo social e
integral del país, apoyando las obras o servicios destinados al desarrollo de infraestructura, vialidad,
actividades agrícolas, producción y distribución de alimentos, salud, educación, y cualquier otra
inversión productiva en Venezuela. Los proyectos sociales, PDVSA los ejecuta por medio de
fideicomisos, misiones y programas sociales; asimismo, contribuye con aportes creados por Ley
para el Fondo de Desarrollo Nacional (FONDEN).
c. Convenios de Cooperación Energética El Gobierno de Venezuela suscribió con gobiernos de otros países, principalmente latinoamericanos
y del Caribe, el Acuerdo de Cooperación Energética de Caracas (ACEC), el Convenio Integral de
Cooperación (CIC) y el Convenio de Cooperación Energética PETROCARIBE (PETROCARIBE).
Estos acuerdos establecen, entre otros aspectos, que PDVSA suministrará petróleo crudo y sus
productos a las empresas petroleras estatales de los países suscritos.
La mayoría de estos acuerdos de suministro establecen, entre otras condiciones, un precio de venta
equivalente al valor de mercado, términos de pago entre 30 y 90 días para una porción significativa
de cada embarque, y una porción remanente a largo plazo, entre 15 y 25 años. Los acuerdos serán
efectivos por un año y pueden renovarse, por acuerdo mutuo, entre las partes involucradas.
En fecha 16 de agosto de 2008, se realizó una enmienda al ACEC firmado el 18 de noviembre de
2004 entre el Gobierno de Venezuela y el Gobierno de la República del Paraguay, donde se acordó
que Venezuela suministre petróleo crudo, productos refinados y GLP a la República del Paraguay
por la cantidad de hasta 25 MBD o sus equivalentes energéticos. Hasta el 31 de diciembre de 2007,
el acuerdo establecía el suministro de petróleo crudo y sus productos en 19 MBD.
11
d. Nuevos Negocios Como parte de la política de rescate de la soberanía petrolera nacional y en consideración a las
estrategias complementarias nacionales de interdependencia y solidaridad internacional, PDVSA
está desarrollando proyectos y mecanismos que incentiven el desarrollo industrial del país, con
criterio soberano, humanista y en armonía con el medio ambiente, respetando la vocación de las
distintas localidades de nuestro territorio y que contribuyan a la construcción de una nueva
estructura económica y social incluyente.
Los proyectos y mecanismos de asociación contemplan la creación de empresas proveedoras de
bienes y prestadoras de servicios, las cuales apalancarán los proyectos estratégicos del Plan
Siembra Petrolera5, mediante actividades de fabricación, ensamblaje, producción y suministro de los
bienes, equipos, partes y piezas, e insumos necesarios y estratégicos para el desarrollo de la
industria petrolera, entre los cuales se destacan:
Sector Petrolero Con base en la Ley Orgánica de Reordenamiento del Mercado Interno de los Combustibles
Líquidos, en octubre de 2008 se constituyó PDVSA Empresa Nacional de Transporte con el objetivo
de asumir la actividad de intermediación para el suministro de combustibles líquidos, realizada entre
PDVSA y los establecimientos dedicados a su expendio.
Sector Industrial De conformidad con los lineamientos establecidos por el Ejecutivo Nacional y en los planes
estratégicos de la Corporación, durante febrero de 2008, fueron constituidas las siguientes filiales
totalmente poseídas por PDVSA: PDVSA Desarrollos Urbanos, PDVSA Ingeniería y Construcción y
PDVSA Naval. Estas filiales fueron creadas con la finalidad de realizar actividades de desarrollo y
ejecución de obras de infraestructura social, servicios de ingeniería y construcción de proyectos
mayores, y construcción, reparación y mantenimiento de buques; así como también, para ejecutar
proyectos y programas sociales, culturales, tecnológicos y educativos en beneficio de la comunidad.
El 20 de octubre de 2008, PDVSA Naval firmó un contrato de compra-venta de 97,55% de las
acciones de Astilleros Navales Venezolanos, S.A. (Astinave).
Sector Alimentos El Decreto N° 5.689 publicado en la Gaceta Oficial N° 38.811 de fecha 15 de noviembre de 2007,
establece el “V Plan Excepcional de Desarrollo Económico y Social” para, entre otros aspectos, el
abastecimiento de alimentos de la cesta básica, materia prima para la elaboración de alimentos y
5 Ver Capítulo III Plan Estratégico.
12
otros productos agroalimentarios de primera necesidad. El 1° de febrero de 2008, con el propósito
de apoyar este Plan, la filial PDVSA Agrícola constituyó la empresa Productora y Distribuidora
Venezolana de Alimentos (PDVAL).
Adicionalmente, durante el año 2008 fueron adquiridas las siguientes entidades:
• El 30 de septiembre de 2008, PDVAL adquirió la totalidad de las acciones de las compañías Inter
Inversiones, S.A., Inversiones Toen, C.A., Inversiones Omega IX, C.A., Representaciones El
Faraón, C.A. e Inversiones Omega VI, C.A.
• El 14 de marzo de 2008, PDVSA adquirió la totalidad de las acciones de un grupo de compañías
cuya actividad principal es la producción y distribución de productos lácteos, siendo la más
importante Lácteos Los Andes, C.A.
• El 8 de marzo de 2008, PDVAL suscribió un contrato de compraventa con Inversiones Tacoa,
C.A. por la totalidad de las acciones de la compañía Centro de Almacenes Congelados, C.A.
(CEALCO).
• El 11 de agosto de 2008, PDVAL celebró un contrato de compraventa con Verstabel B.V. por la
totalidad de las acciones de las compañías Indugram, C.A. y Productos La Fina, C.A.
• El 22 de julio de 2008, PDVAL celebró un contrato de compraventa con Cedric Private
Foundation por la totalidad de las acciones de Alexis International Ltd., la cual poseía 100% del
capital social de las compañías Industrias Diana, C.A. y Palmeras Diana del Lago, C.A.
La adquisición de las acciones de estas entidades del sector alimentos e industrial, condujo a la
toma de su control operacional y financiero.
II.Organización 1. Estructura Organizacional Hasta el 31 de diciembre de 1997, PDVSA condujo sus operaciones en Venezuela a través de tres
filiales operadoras principales, Lagoven, S.A., Maraven, S.A. y Corpoven, S.A. En 1997 se
estableció una nueva estructura de operaciones basada en unidades de negocio. Desde entonces,
PDVSA ha estado involucrada en un proceso de transformación de sus operaciones con el objetivo
de mejorar su productividad, modernizando sus procesos administrativos y aumentando el retorno
de capital.
El proceso de transformación incluyó la fusión de Lagoven, S.A., Maraven, S.A. y Corpoven, S.A.,
efectivo a partir del 1° de enero de 1998, y renombrando la entidad combinada PDVSA Petróleo y
Gas, S.A. En mayo de 2001, PDVSA Petróleo y Gas, S.A. cambió su denominación social a PDVSA
Petróleo, S.A. originándose otro cambio en la estructura organizacional petrolera porque la actividad
13
relacionada con el gas natural no asociado comenzaría a ser manejada por la filial PDVSA Gas,
S.A. Para finales de 2002, ciertos activos de producción de gas no asociado se transfirieron a dicha
filial.
En el marco de la reafirmación de la soberanía petrolera y bajo los lineamientos del Ejecutivo
Nacional, se culminó el proceso de la firma de los Convenios Operativos y la nacionalización de la
FPO, así como los Convenios Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas para su respectiva
conversión en empresas mixtas, al igual que la creación de los nuevos negocios en el sector
petrolero y agroalimentario, lo cual representa un hito en la industria petrolera.
Por otra parte PDVSA, con el fin de mejorar el control interno de sus operaciones y el modelo de
gerencia, ha realizado ajustes orientados a la alineación de las estructuras operativas con las
estrategias a largo plazo del Accionista. En este sentido, se ha adoptado un nuevo marco de
estructura de operaciones que aumenta la participación del Comité Ejecutivo en sus actividades, al
mismo tiempo que aumenta la flexibilidad operacional de PDVSA.
2. Descripción de las Principales Filiales a. PDVSA Petróleo, S.A. Esta filial fue constituida en el año 1978, tiene como objetivo la realización de actividades de
exploración, explotación, transporte, manufactura, refinación, almacenamiento, comercialización o
cualquier otra actividad en materia petrolera y demás hidrocarburos en Venezuela.
b. Corporación Venezolana del Petróleo, S.A. (CVP) Esta filial fue constituida en el año 1975. Con la última modificación de su objeto social en el año
2003, CVP dirige y administra todo lo concerniente a los negocios que PDVSA realiza con empresas
petroleras de capital nacional o extranjero. Esta filial está encargada de maximizar el valor de los
hidrocarburos para el Estado, mediante una eficiente y eficaz administración y control de los
negocios con participación de terceros, asegurando una apropiada vinculación de los beneficios con
el bienestar colectivo, a través del desarrollo sustentable.
Además, CVP controla los fideicomisos de vivienda, agricultura, desarrollo sustentable, entre otros,
los cuales también son creados para financiar proyectos sociales en el país. Una gestión que se
asignó a CVP es la administración del Centro de Arte la Estancia, la cual se define como el brazo
social y cultural de PDVSA.
14
c. PDVSA Gas, S.A. Constituida en el año 1998, tiene como objetivo la realización de actividades de exploración,
explotación, recolección, almacenamiento, procesamiento e industrialización del gas natural y
líquido, tanto industrial como doméstico; así como el transporte, distribución y contratación con otras
empresas para su colocación y venta.
d. PDV Marina, S.A. Esta filial fue constituida en el año 1990, tiene como objetivo la realización de actividades de
transporte de hidrocarburos y sus derivados, a filiales de PDVSA, por vía marítima, fluvial o lacustre,
dentro y fuera del territorio nacional, mediante tanqueros de su propiedad o, contratados.
e. Palmaven, S.A. La filial se constituyó en el año 1975. En el año 2004, se decidió reformar su objetivo social el cual
tiene como propósito promover y participar en el desarrollo social de la Nación, en armonía con la
industria petrolera y las comunidades, contribuyendo con la productividad de los diferentes sectores,
apoyando el desarrollo regional y prestando servicios de carácter comunitario. Los ingresos que
perciba la compañía serán destinados a desarrollar y financiar actividades agrícolas, pecuarias,
forestales, pesqueras, agroindustriales, ambientales y de servicios, así como al asesoramiento a las
industrias del Estado en la organización y educación comunitaria integral; con dichos ingresos
también se apoyarán los planes educativos y de salud para el fortalecimiento de la familia, el
desarrollo de proyectos comunitarios, la realización de estudios de alto impacto social y, el
desarrollo de planes de supervisión y control.
f. Interven Venezuela, S.A. Fue constituida en el año 1975, para efectuar seguimiento y evaluación de los negocios
internacionales de PDVSA, facturando a sus filiales honorarios profesionales por concepto de
asesoría y apoyo. En el año 2005, la filial modificó su programa, con el fin de realizar las actividades
de exploración, explotación, transporte, manufactura, refinación, almacenamiento, comercialización
o cualquier otra actividad relacionada directa o indirectamente con petróleo y demás hidrocarburos
en el mercado internacional.
g. Deltaven, S.A. Filial constituida en el año 1975. Se reactivó y se modificaron sus estatutos en el año 1996. La
compañía tiene como objetivos la compra, venta, importación, exportación, suministro, transporte,
almacenamiento, distribución, mezcla, envase y expendio al detal de productos derivados de
hidrocarburos y bienes para el uso de los sectores industrial, comercial, doméstico y de transporte;
15
así como también la prestación y recepción de servicios. Se encarga en Venezuela del mercadeo y
distribución, al detal, de gasolina y otros productos con la marca PDV.
h. PDVSA América, S.A. Fue creada en el año 2006, para realizar en el exterior las actividades de exploración, extracción,
recolección, transporte, almacenamiento inicial y comercialización de hidrocarburos por cuenta
propia o de terceros o asociada con terceros. Asimismo, podrá realizar en Venezuela o en el
exterior, las actividades de refinación, distribución e industrialización de hidrocarburos; así como el
comercio nacional e internacional de hidrocarburos y subproductos dentro del marco de
negociaciones, acuerdos bilaterales y multilaterales suscritos por Venezuela y cualquier sistema de
contratación internacional público y privado.
i. Bariven, S.A. Constituida en el año 1975, tiene como finalidad la compra de materiales y equipos, planificación de
inventario de acuerdo con los requerimientos y las especificaciones de terceros, contratación de
servicios asociados a la procura, almacenamiento y transporte de bienes muebles y/o inmuebles,
venta de materiales y servicios técnicos, entre otros.
j. INTEVEP, S.A. Esta filial fue constituida en 1979, con el propósito de realizar investigación básica orientada,
investigación aplicada y desarrollo tecnológico en las áreas de hidrocarburos; además presta
servicios de apoyo tecnológico y de información en esas áreas a PDVSA y sus filiales, así como
también a los organismos públicos y privados.
k. COMMERCHAMP, S.A. Constituida en el año 1987, tiene como propósito principal la realización de actividades de
comercialización de productos y derivados de hidrocarburos para el mercado internacional.
l. PDVSA Agrícola, S.A. Filial constituida en el año 2007, su propósito es realizar en Venezuela o en el exterior, por cuenta
propia o asociada con terceros, las actividades de producción de materia prima de origen agrícola,
para el procesamiento industrial agroalimentario y agroenergético en Venezuela, contribuyendo con
el desarrollo agrícola sustentable del país, mediante la incorporación de los rubros seleccionados.
Además, debe visualizar, definir, implantar y operar los proyectos industriales para la producción
agroalimentaria y agroenergética en el país; así como también asegurar el desarrollo armónico del
entorno y la participación activa de las comunidades rurales en el plan maestro de desarrollo
socioproductivo local asociado a los proyectos de PDVSA Agrícola y orientado a garantizar la
16
seguridad alimentaria, mejorar la calidad de vida y promover la creación de Empresas de Propiedad
Social (EPS) que apoyen a la nueva industria nacional.
m. PDVSA Industrial, S.A. Fue constituida en el año 2007, con el propósito de efectuar, por cuenta propia o asociada con
terceros, las actividades de producción de servicios y acompañamiento técnico en la construcción
de equipos, bienes y materiales industriales requeridos para el desarrollo de la industria petrolera.
Asimismo, la filial podrá realizar en Venezuela o en el exterior, por cuenta propia o asociada con
terceros, las actividades de producción de servicios que conlleven a la construcción de equipos
petroleros; además de proveer servicios para el desarrollo del entorno comunitario en organización,
formación, capacitación, bienes, infraestructura social y socioproductiva.
n. PDVSA Servicios, S.A. Constituida en el año 2007, podrá realizar en Venezuela o en el exterior, por cuenta propia o
asociada con terceros, servicios de construcción y mantenimiento de pozos petroleros.
Adicionalmente, podrá proveer servicios para el desarrollo del entorno comunitario en organización,
formación, capacitación, bienes, infraestructura social y socioproductiva.
o. PDVSA Gas Comunal, S.A. Constituida en el año 2007, tiene como finalidad participar, por cuenta propia o asociada a terceros,
en la cadena estratégica de comercialización de gas licuado de petróleo (GLP).
p. PDVSA Ingeniería y Construcción, S.A. Constituida en el año 2008, tiene como objetivo proveer, por cuenta propia o asociada a terceros,
servicios de ingeniería y construcción derivados de las necesidades de los proyectos mayores de
PDVSA y sus empresas filiales.
q. PDVSA Naval, S.A. Constituida en el año 2008 tiene como finalidad el desarrollo de astilleros para la construcción de
buques y plataformas; así como también puertos y todo lo relativo a la infraestructura naval.
r. PDVSA Desarrollos Urbanos, S.A. Constituida en el año 2008, tiene como objetivo realizar, por cuenta propia o asociada a terceros, el
desarrollo y la ejecución de obras de infraestructura social no industrial; así como también
programas de asistencia humanitaria en el ámbito nacional.
17
s. Filiales y Afiliadas Internacionales Por sus filiales en los Estados Unidos, PDVSA es uno de los más grandes refinadores de petróleo
en ese país, por cuanto su capacidad de refinación es equivalente a 1.089 MBD para diciembre de
2008.
En los Estados Unidos, PDVSA, conduce sus operaciones de refinación de petróleo y mercadeo de
productos refinados a través de su filial PDV América, Inc. la cual posee 100% de CITGO, filial de
PDV Holding Inc. Asimismo, posee indirectamente 50% de Chalmette Refining por medio de PDV
Chalmette, Inc. y 50% de Merey Sweeny por medio de PDV Sweeny, L.P. Estas empresas están
asociadas con ExxonMobil Corporation y ConocoPhillips, respectivamente.
Con sede en Houston, Texas, CITGO es una empresa que refina, mercadea y transporta gasolina,
diesel, combustible para aviones, petroquímicos, lubricantes, asfalto y otros productos de petróleo
refinados en los Estados Unidos.
PDVSA, a través de su filial PDVSA Virgin Island, Inc. (PDVSA VI), mantiene en sociedad con Hess
Corporation una participación de 50% en la Refinería Hovensa L.L.C. empresa mixta que procesa
petróleo en las Islas Vírgenes de los Estados Unidos.
En Europa, PDVSA conduce sus actividades de refinación de petróleo y productos derivados a
través de la filial de su propiedad, PDV Europa B.V. la cual posee 50% de participación en Ruhr Oel
GmbH (ROG), una compañía con base en Alemania y propiedad conjunta con British Petroleum
Corporation (BP). Por medio de ROG, PDVSA refina petróleo, mercadea y transporta gasolina,
diesel, combustible para calefacción, petroquímicos, lubricantes, asfalto y otros productos refinados.
PDVSA también posee 50% de Nynas AB (Nynas), una compañía con operaciones en Suecia y en
el Reino Unido y propiedad conjunta con Neste Oil. Por medio de Nynas, PDV Europa refina
petróleo, mercadea y transporta asfalto, productos especializados, lubricantes y otros productos
refinados.
Como parte de sus operaciones en el Caribe, PDVSA opera una refinería bajo contrato de
arrendamiento entre PDVSA y Refinería di Korsou N.V. (RDK), entidad del gobierno curazoleño,
propietaria de la refinería; la Refinería Cienfuegos, en asociación con Cuba Petróleo, S.A. (CUPET)
con una participación de PDVSA de 49% por medio de la empresa mixta PDV CUPET, S.A. y Cuba
Petróleo, S.A. (CUPET). Igualmente, en la Isla de Jamaica, PDVSA tiene una participación
accionaria de 49% en la empresa mixta Petrojam Limited.
La filial BOPEC posee un terminal de almacenamiento, mezcla y despacho de crudo y sus
derivados, ubicado en Bonaire, que incluye 23 tanques de almacenamiento con una capacidad
nominal de 10,1 MMBls.
18
3. Gobierno Corporativo PDVSA es una Corporación Nacional subordinada al Estado y profundamente comprometida con el
pueblo venezolano. El gobierno corporativo de PDVSA es de suma importancia puesto que tiene
como finalidad procurar el manejo transparente, eficiente y adecuado de los recursos del Estado,
bajo principios profesionales y éticos, en beneficio de los intereses de la Nación, por medio de un
conjunto de normas que regulan la estructura y funcionamiento de los órganos de administración.
a. Asamblea de Accionista Su función es ejercer la suprema dirección y administración de PDVSA. Representa la universalidad
de las acciones y sus decisiones, dentro de los límites de sus facultades las cuales son obligatorias
para la sociedad, mediante disposiciones emitidas en las Asambleas Ordinarias o Extraordinarias,
según sea el caso.
Entre las principales atribuciones y deberes de la Asamblea de Accionista se encuentran aprobar o
improbar el informe anual de la Junta Directiva, los presupuestos consolidados de inversiones y de
operaciones de PDVSA y de las sociedades o entes afiliados y, dictar los reglamentos de
organización interna.
b. Junta Directiva La Junta Directiva es el órgano administrativo de PDVSA con las más amplias atribuciones de
administración y disposición, sin otras limitaciones que las establecidas en el Decreto N° 6.234 de
nombre Reforma Parcial del Decreto N° 3.299 de fecha 07 de Diciembre de 2004 Contentivo del
Acta Constitutiva-Estatutos de Petróleos de Venezuela, S.A. de fecha 15 de julio de 2008 publicada
en la Gaceta Oficial de Venezuela N° 38.998 en fecha 6 de agosto de 2008 e inscrita en el Registro
Mercantil Primero de la Circunscripción Judicial del Distrito Capital y estado Miranda de fecha
05/01/2009, bajo el N° 42, Tomo 1-A.
La Junta Directiva es responsable de convocar las reuniones con el Accionista, preparar y presentar
los resultados operacionales y financieros al cierre de cada ejercicio económico; así como también
la formulación y seguimiento de las estrategias operacionales, económicas, financieras y, sociales.
El Presidente de PDVSA, tiene amplios poderes para actuar en nombre de PDVSA y para
representarla en negociaciones con terceros, sujeto solamente a los poderes expresamente
reservados a la Junta Directiva o reservados a la decisión de la Asamblea de Accionista. El
Presidente de PDVSA determina y es responsable por la implementación de estrategias, metas y
presupuestos en los diferentes negocios de PDVSA, los cuales deben ser aprobados por la
Asamblea de Accionista. Las estrategias, metas y presupuestos son revisados y monitoreados por
la Junta Directiva a través de la rendición de cuentas.
19
De conformidad con el Decreto Presidencial N° 6.394, publicado en Gaceta Oficial de Venezuela N°
39.009 de fecha 4 de septiembre de 2008, fueron designados los nuevos miembros de la Junta
Directiva, conformada por un presidente, dos vicepresidentes, seis directores internos y dos
directores externos. La Junta Directiva es designada mediante decreto por el Presidente de
Venezuela por un período de dos años, renovable por períodos iguales o, hasta tanto se designe
una nueva Junta Directiva.
Al 31 de diciembre de 2008, la Junta Directiva está integrada por las siguientes personas:
COMPOSICIÓN DE LA JUNTA DIRECTIVA DE PDVSA AÑO 2008
Nombre Posición Fecha de Designación
Rafael Ramírez Carreño Presidente 2004 (*)
Asdrúbal Chávez Vicepresidente 2007 (*)
Eulogio Del Pino Vicepresidente 2008(*)
Eudomario Carruyo Director Interno 2005 (*)
Hercilio Rivas Director Interno 2008(*)
Carlos Vallejo Director Interno 2008(*)
Ricardo Coronado Director Interno 2008(*)
Luis Pulido Director Interno 2008(*)
Fadi Kabboul Director Interno 2008(*)
Iván Orellana Director Externo 2005 (*)
Aref Eduardo Richany Director Externo 2008(*) (*) La fecha de designación se refiere al primer nombramiento como miembro de la Junta Directiva con la posición indicada.
Rafael Ramírez Carreño, Ministro del Poder Popular para la Energía y Petróleo (MENPET) y Presidente de Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) Rafael Ramírez Carreño es Ingeniero Mecánico graduado en la Universidad de Los Andes (ULA,
1989), con maestría en Energética de la Universidad Central de Venezuela (UCV). Inició su
actividad profesional en INTEVEP, filial de investigación y desarrollo de PDVSA, donde fue asignado
al manejo de crudos extrapesados en la FPO. Tiene una amplia experiencia en el desarrollo,
coordinación y gerencia de proyectos de ingeniería y construcción para la industria petrolera y
gasífera nacional. Su experiencia trasciende nuestras fronteras, puesto que ha cumplido
asignaciones de trabajo en Estados Unidos, para el desarrollo del Proyecto de Adecuación de la
Refinería de Cardón, y en Francia para el Proyecto de Gas Natural Licuado de Nigeria. Además, fue
Presidente fundador del Ente Nacional del Gas (ENAGAS), organismo encargado de la
estructuración del Plan Nacional del Gas y responsable del diseño, desarrollo y promoción de la
20
política del Estado para este sector. En febrero de 2002, fue designado Director Externo de PDVSA.
En julio de ese mismo año fue juramentado por el Presidente de Venezuela, Hugo Chávez Frías,
como Ministro de Energía y Minas (MEM), organismo que pasó a denominarse Ministerio del Poder
Popular para la Energía y Petróleo (MENPET), a partir de enero de 2005. Desde el 20 de noviembre
de 2004, por Decreto Presidencial N° 3.264, el Ministro Rafael Ramírez Carreño también se
desempeña como Presidente de PDVSA y, fue ratificado el 4 de septiembre de 2008.
Asdrúbal Chávez, Vicepresidente Ingeniero Químico (ULA, 1979). Ese mismo año comenzó su carrera en la industria petrolera
venezolana como ingeniero de arranque del Proyecto de Expansión de la Refinería El Palito,
ubicada en el estado Carabobo. Posteriormente, ocupó diferentes posiciones en las áreas de
servicios industriales, destilación y especialidades, conversión y tratamiento, movimiento de crudo y
productos, programación y economía e ingeniería de procesos. En el año 1989, fue asignado a la
Empresa Universal Oil Products (UOP), en Estados Unidos, con el objetivo de realizar una
especialización en procesos. En el año 1990, liderizó el Proyecto de Expansión de las Unidades de
Crudo y Vacío de la Refinería el Palito. En el año 1993, fue designado Superintendente de
Ingeniería de Procesos y, en 1994 liderizó el equipo de Estudio Integral de la Organización de la
Refinería El Palito. Durante el período 1995-1999, ocupó diferentes posiciones supervisoras y
gerenciales. En el año 2000, estuvo asignado a la Oficina de la Presidencia de PDVSA, primero en
la Reestructuración del Ministerio de Producción y Comercio y luego en el Proceso de Constituyente
Económica. En el año 2001, fue asignado a la empresa Bitúmenes Orinoco, S.A. (BITOR) como
Gerente de Recursos Humanos; allí liderizó la Reestructuración de esta filial de PDVSA. En el año
2002 es nombrado Asistente a la Junta Directiva de BITOR; en enero de 2003 fue designado
Gerente General de la Refinería El Palito y, en agosto de 2003 fue nombrado Director Ejecutivo de
Recursos Humanos de PDVSA. En marzo de 2004, fue designado Director Ejecutivo de Comercio y
Suministro de PDVSA y liderizó el equipo negociador de PDVSA en las discusiones del Contrato
Colectivo Petrolero 2004-2006. En enero de 2005, fue designado Director de PDVSA, Presidente de
PDV Marina, Director de CITGO y representante de PDVSA en diferentes filiales y empresas mixtas,
cargos desempeñados hasta la fecha. Adicionalmente, liderizó el equipo negociador de PDVSA en
las discusiones del Contrato Colectivo Petrolero 2007-2009. Fue designado Vicepresidente de
Refinación, Comercio y Suministro el 23 de mayo de 2007 y, ratificado el 4 de septiembre de 2008.
Eulogio Del Pino, Vicepresidente Ingeniero Geofísico, graduado en la Universidad Central de Venezuela (UCV, 1979), con maestría
en Exploración en la Universidad de Stanford (Estados Unidos, 1985). Inició su carrera en la
industria petrolera venezolana en la filial de investigación y desarrollo de PDVSA (INTEVEP), en el
año 1979 desempeñándose en diferentes posiciones técnicas y supervisorias hasta el año 1990,
21
cuando ocupa el cargo de Gerente Técnico para Latinoamérica en la empresa Western Atlas.
Regresó a PDVSA en el año 1991, en la filial Corpoven, S.A. donde asumió diferentes posiciones
Gerenciales; a partir del año 1997, ejerció funciones como Gerente de Exploración y Delineación en
PDVSA, para encargarse, en el año 2001, de reiniciar la campaña de Exploración Costa Afuera, por
parte de PDVSA, en la Plataforma Deltana. En el año 2003, fue designado Gerente General de las
Asociaciones Estratégicas en CVP, representando a PDVSA en las Asociaciones Estratégicas de la
FPO y, en el año 2004 fue nombrado Director de CVP. Además de los cargos mencionados
anteriormente, ha ejercido posiciones como Presidente y Vicepresidente de la Asociación de
Geofísicos de Venezuela (1990-1994), Vicepresidente de la Sociedad Internacional de Geofísicos
(1996-1997) y, Fundador y Coordinador de la Unión Latinoamericana de Geofísicos. Forma parte de
la Junta Directiva de PDVSA, como Director Interno, desde enero de 2005. Fue designado
Vicepresidente de Exploración y Producción el 4 de septiembre de 2008.
Eudomario Carruyo, Director Interno Licenciado en Contaduría Pública, egresado de la Universidad del Zulia (LUZ, 1972). Durante el año
1992, estuvo en una asignación en calidad de entrenamiento en el Chase Manhattan Bank en New
York (Estados Unidos). Ha realizado diversos cursos de especialización y postgrado en las áreas de
finanzas y gerencia, en la Universidad de Columbia (Estados Unidos) y la Universidad de Michigan
(Estados Unidos). Tiene 41 años de experiencia en la industria petrolera y petroquímica nacional.
Inició su carrera en CVP en el año 1964. Posteriormente ingresa a Corpoven, S.A. donde
permaneció hasta el año 1997, ejerciendo los cargos de Gerente Corporativo de Tesorería, Gerente
Corporativo de Contraloría, Gerente Corporativo de Presupuesto y Evaluaciones Económicas,
Gerente Corporativo de Costos, Gerente de Finanzas División Occidente, Gerente de Finanzas San
Tomé, Gerente de Finanzas Refinería El Palito. A partir del año 1992, fue transferido a Palmaven,
filial en la cual trabajó durante seis años y medio (1992-1997), como Gerente General de Finanzas y
posteriormente, Director de dicha filial. En julio de 1997, se jubiló de la industria y se reincorporó
luego en el año 2000 como Comisario Mercantil de PDVSA (primero como adjunto y luego como
principal), cargo que ejerció desde abril de 2000 hasta diciembre de 2002. Fue designado Director
Ejecutivo de Finanzas de PDVSA en enero de 2003, y ocupó ese cargo hasta junio del mismo año.
Desde julio de 2003 y hasta diciembre de 2004 se desempeñó como Director de la Petroquímica de
Venezuela, S.A. (Pequiven), manteniendo la coordinación del cierre del ejercicio económico del año
2002 de PDVSA y sus filiales, y la elaboración de los informes financieros operacionales para uso
interno y para la Securities and Exchange Commission (SEC). En enero de 2005, fue designado
miembro de la Junta Directiva de PDVSA, teniendo como responsabilidades, entre otras, la de
Finanzas. Igualmente, es miembro de las Juntas Directivas de Pequiven, CITGO Petroleum
Corporation, PDV Marina, Deltaven, PDVSA Petróleo, PDVSA Finance, PDVSA Insurance, PDV
Holding y Refinería Isla (Curazao), S.A. Se le reconoce entre sus logros, el rescate y recuperación
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de la situación financiera de PDVSA y sus filiales, entre el período diciembre de 2002 y primer
trimestre del año 2003. Asimismo, por el rescate de los sistemas financieros, información contable y
la coordinación de los cierres contables de los ejercicios económicos de los años 2002, 2003, 2004
y 2005 de PDVSA, culminando con la entrega de los estados financieros auditados y los
correspondientes informes para la SEC. El 4 de septiembre de 2008 es ratificado Director Interno de
PDVSA.
Hercilio Rivas, Director Interno Licenciado en Química (UCV, 1967), con Master y PhD de la Queen Elizabeth College de la
Universidad de Londres (Reino Unido, 1982), con especialidad en Fenómenos Interfaciales y
Química Coloidal. Ha sido investigador de INTEVEP desde el año 1982 e investigador invitado en el
año 1997 por la Universidad de Texas, en Estados Unidos. También se ha desempeñado como
profesor universitario y ha sido coautor de 100 informes técnicos, 20 patentes de invención, 60
presentaciones en congresos internacionales y 50 publicaciones en revistas especializadas. Por su
destacada labor científica ha recibido importantes premios y condecoraciones. A lo largo de su
carrera profesional en la industria ha desempeñado diversos cargos técnicos, supervisorios y
gerenciales. Durante diciembre de 2002 y primer trimestre del año 2003, estuvo al frente de la
recuperación de las actividades de las operaciones de BITOR y de perforación en Costa Afuera
siendo designado Director Gerente de BITOR, de enero a octubre de 2003. También se desempeñó
como Asesor de la Presidencia de INTEVEP. Posteriormente, asumió la dirección del Instituto de
Estudios Energéticos (IEE), Venezuela. Actualmente es Presidente de INTEVEP, centro de
investigaciones y apoyo tecnológico de la industria petrolera. Fue designado Director Interno de
PDVSA el 4 de septiembre de 2008.
Carlos Vallejo, Director Interno Licenciado en Química (UCV, 1972) y en 1982 obtuvo PhD en esa misma disciplina en la
Universidad de Oxford (Reino Unido). Ha combinado su desempeño profesional como docente en la
Escuela de Química de la UCV, en el período 1974-1976 y como profesor asociado en la
Universidad Politécnica de Barquisimeto, Venezuela. En el año 1982 se incorporó al Centro de
Investigaciones Carboníferas y Siderúrgicas hasta su ingreso a la industria petrolera en el año 1984,
donde ha ocupado diversas posiciones técnicas, supervisorias y gerenciales. En el año 2003, fue
designado miembro de la Junta Directiva de INTEVEP, con la misión de restituir las actividades
técnicas, científicas y administrativas de ese centro investigativo. En el año 2004, fue nombrado
Coordinador de la Misión Ribas para el estado Miranda. Ese mismo año también ejerció los cargos
de miembro de la Junta Directiva de CVP y Presidente de la Fundación Misión Ribas. En el año
2007 fue designado, simultáneamente, Gerente General de PDVSA Colombia, S.A. y Gerente
General de PDVSA Gas, con la finalidad de impulsar la construcción del Gasoducto Transcaribeño.
23
Se desempeña actualmente como Presidente de PDVSA Gas. Fue designado Director Interno de
PDVSA el 4 de septiembre de 2008.
Ricardo Coronado, Director Interno Ingeniero Mecánico de la Oklahoma State University (Estados Unidos), con estudios de postgrado
en Gerencia de Administración de Empresas de la Universidad del Zulia (LUZ). Ingresó a la industria
petrolera venezolana en el año 1981 como Ingeniero de Plantas en Anaco, estado Anzoátegui. En el
año 1985, se desempeñó como supervisor de operaciones en la Planta de Compresión de Gas Lago
1 en Bachaquero. En el año 1987, fue designado Jefe de la Unidad de Plantas de Compresión de
Gas Unigas y Lamargas. Tres años después fue nombrado Jefe de la Sección de Tecnología de
Operaciones Plantas en Lagunillas, y en el año 1993 estuvo como Jefe de la Unidad de Plantas de
Vapor en Tía Juana, Lagunillas y Bachaquero, estado Zulia. En el año 1997, fue Superintendente de
Análisis de Riesgos de la Gerencia de Seguridad de los Procesos en Maracaibo. En el año 1998,
fue nombrado Gerente de Seguridad de los Procesos en Barinas; en el año 2000 se desempeñó
como Gerente de Operaciones de Producción en el estado Apure, y en esa misma función, un año
después, en Barinas. Posteriormente, en el año 2003, fue designado Gerente de la Coordinación
Operacional en Barinas y Apure, y Gerente de la Unidad de Negocios de Producción Barinas. En
febrero de 2004, fue nombrado Subgerente General de Exploración y Producción Occidente. En
abril de 2005 ejerció como Gerente General de la referida división. En el año 2007, fue nombrado
gerente de la División Costa Afuera. Desde enero de 2008 se desempeña como Gerente
Corporativo de Producción, hasta su más reciente nombramiento como miembro de la Junta
Directiva de PDVSA en calidad de Director. Fue designado Director Interno el 4 de septiembre de
2008.
Luis Pulido, Director Interno Licenciado en Ciencias y Artes Militares, opción Aeronáutica, mención Armamento (1979) y alcanzó
el grado de Teniente Coronel (Aviación). Posee maestrías en Gerencia Logística Sistemas de
Defensa, en Euromissile, Francia, en el año 1984 y Gerencia de Empresa, (LUZ, 1997). Desde su
ingreso a la industria petrolera en el año 1995, ejerció diversos cargos técnicos, supervisorios y
gerenciales ocupando las posiciones de Gerente de Planificación y Control de Gestión de la
Gerencia Corporativa de Prevención y Control de Pérdidas de PDVSA en el año 1998.
Posteriormente, fue nombrado Gerente de Logística del Proyecto Plataforma Deltana en el año
2001. Ejerció una importante labor en la recuperación petrolera del oriente del país en el año 2003,
como Gerente de Distrito de PDVSA GAS en Anaco, y Gerente de Distrito PDVSA Sur en San
Tomé, ambas en el estado Anzoátegui. En el año 2004 fue nombrado Presidente de Sincrudos de
Oriente, C.A. (SINCOR). En el año 2005, fue designado Gerente General de la División de
Exploración y Producción de Oriente. En el año 2006, fue nombrado Director Ejecutivo de
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Producción y Director de la Fundación Misión Ribas. En el año 2007, se desempeñó como
Presidente de PDVSA Industrial y Subgerente Corporativo de Prevención y Control de Pérdidas.
Desde el año 2008, se desempeña como Presidente de la Productora y Distribuidora Venezolana de
Alimentos (PDVAL). Fue designado Director Interno de PDVSA el 4 de septiembre de 2008.
Fadi Kabboul, Director Interno Ingeniero Mecánico de la Universidad Simón Bolívar (USB, 1985) con maestría en Gerencia del
Instituto Tecnológico de Massachussets, (Estados Unidos, 1993). Inició su carrera en el año 1985,
en la industria petrolera como ingeniero inspector de equipos rotativos, para luego desempeñar
diversos cargos técnicos, supervisorios y gerenciales en Caracas y en las áreas operacionales de
Anaco y San Tomé, estado Anzoátegui, simultáneamente con sus actividades como profesor en la
Facultad de Ingeniería Mecánica de la USB. En el año 1989, fue asignado a la empresa BP bajo el
acuerdo de intercambio tecnológico entre Corpoven y esta empresa. En el año 1996, fue nombrado
Gerente de Alianzas Estratégicas de Corpoven. En el año 1997, fue transferido a Bariven y, en el
año 2000 es asignado al Proyecto de Gas Natural Licuado, “Mariscal Sucre”. En el año 2003 fue
designado como Ministro Consejero y Encargado de Negocios de la Embajada de Venezuela en los
Estados Unidos. En agosto de 2007, fue designado Director Ejecutivo de Planificación de PDVSA.
Fue designado Director Interno de PDVSA el 4 de septiembre de 2008.
Iván Orellana, Director Externo Ingeniero Químico (USB, 1975). Con estudios de postgrado en Planificación Estratégica en la Brunel
University (Reino Unido, 1994), Suministro y comercio de Petróleo y Gas Natural en el College of
Petroleum Studies (Reino Unido, 1994); Derecho administrativo en la Universidad de Salamanca
(España, 2003) y Derecho internacional privado en la misma casa de estudios, en el año 2004.
Inició su carrera en el sector de los hidrocarburos en el año 1975, ocupando diversas posiciones
supervisoras y de ingeniería. A partir del año 1988, ejerció funciones como asesor en el sector
gasífero en la Coordinación de Exploración y Producción de PDVSA Gas. En el año 1994, fue
designado gerente de Planificación de PDVSA Gas y, entre los años 1997 y 2001 ocupó el cargo de
Asesor Mayor de Planificación en Materia de Energía y Regulación de Mercados de Energía en la
Gerencia de Planificación Corporativa de PDVSA. Entre los años 2002 y 2003, se desempeñó como
Gerente de Análisis de Entorno Comercial en la Dirección Ejecutiva de Planificación de PDVSA.
Desde el año 2003, es el representante nacional de Venezuela en la Comisión Económica de la
Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP)6, donde también ejerció como
Gobernador de Venezuela ante la OPEP y, en el año 2004 Presidente de dicha Junta de
Gobernadores. Desde el año 2004 es Director General de Hidrocarburos en el MENPET. Ha sido,
además, coordinador de los estudios para el establecimiento del posicionamiento estratégico de
6 En lo sucesivo, OPEP.
25
PDVSA y Venezuela en el negocio de Gas Natural Licuado (GNL) en la cuenca del Atlántico; Asesor
del Presidente del Ente Nacional de Gas y de la presidencia de PDVSA en el proceso de Regulación
de los Servicios de Energía de Venezuela; y Asesor del MENPET y PDVSA en el proceso de
licitación del proyecto del GNL Mariscal Sucre. Es Director Externo de PDVSA a partir de enero de
2005, ratificado el 4 de septiembre de 2008.
GB (Ej.) Aref Eduardo Richany Jiménez, Director Externo General de Brigada activo del Ejército venezolano. Egresado de la Academia Militar como
Licenciado en Ciencias y Artes Militares (1984), promoción “Juan Gómez”. También realizó estudios
de Magíster en Ciencias y Artes Militares. En la Escuela Superior del Ejército realizó Cursos Básicos
y el Curso Superior de Comando y Estado Mayor. Ha ocupado los cargos inherentes al respectivo
grado. En agosto de 2000, se desempeñó como Primer Comandante del Batallón de Armamento
“Cnel. Manuel Toro”, en Maracay, estado Aragua. Fue designado en octubre de 2003, como director
del Hospital Militar “Dr. Vicente Salias”, en Caracas. En abril de 2004, fue nombrado Director de
Armamento de la Fuerza Armada Nacional Bolivariana (DARFA) en el Ministerio de la Defensa.
Actualmente, se desempeña como presidente de la Compañía Anónima Venezolana de Industrias
Militares (CAVIM) desde julio de 2008. El 4 de septiembre de 2008, es designado miembro de la
Junta Directiva de PDVSA como Director Externo.
c. Comité Ejecutivo El Comité Ejecutivo es el órgano administrativo de gobierno inmediatamente inferior a la Junta
Directiva y está compuesto por el Presidente de la Junta Directiva, los Vicepresidentes de dicha
Junta y, el Director encargado del área de finanzas.
Este Comité posee las mismas atribuciones y competencias de la Junta Directiva, según Resolución
de la Junta Directiva N° 2008-20 de fecha 12/09/2008, salvo en lo relativo a la aprobación del
presupuesto, informe de gestión y cualquier otra decisión vinculada al endeudamiento de la
Corporación, las cuales deben ser ratificadas para que surtan efectos legales, por la Junta Directiva.
d. Comité de Auditoría El Comité de Auditoría de PDVSA asiste a la Junta Directiva en el cumplimiento de sus
responsabilidades, en cuanto a vigilar la calidad y suficiencia del sistema de control interno de los
negocios nacionales e internacionales de la Corporación. El Comité cumple su función básica a
través del conocimiento, evaluación y seguimiento de la información sobre los resultados de las
auditorías internas y externas, en relación con la calidad y adecuación de la información financiera
corporativa.
26
Para poder cumplir apropiadamente con las responsabilidades asignadas por la Junta Directiva de
PDVSA, el Comité de Auditoría tiene la autoridad para ordenar la investigación de cualquier materia
relacionada con su ámbito de competencia. El Comité de Auditoría podrá usar los servicios de la
Dirección de Auditoría Interna Corporativa, de los auditores externos, de consultores independientes
o, de otros recursos internos o externos para adelantar los estudios y las investigaciones requeridas.
Los miembros del Comité de Auditoría y su secretario son designados por la Junta Directiva de
PDVSA. La Presidencia del Comité es ejercida por el Presidente de PDVSA el cual es responsable
por la dirección, orientación y jerarquización de los asuntos que trata el Comité. El Director de
Auditoría Fiscal y el Comisario Principal de PDVSA son invitados permanentes a las reuniones del
Comité.
Actividades y responsabilidades: • Vigilar la calidad y suficiencia del sistema de control interno en los negocios nacionales e
internacionales de PDVSA.
• Recomendar a la Junta Directiva los cursos de acción sobre las áreas de mayor atención en la
materia de competencia del Comité de Auditoría.
• Aprobar políticas y normas de auditoría interna en la Corporación.
• Asegurar en la empresa la preservación de la independencia y objetividad de la función de
Auditoría Interna Corporativa.
• Revisar con el Auditor Externo Principal su opinión sobre los estados financieros de la empresa,
sobre la calidad del sistema de control interno, las áreas de mayor riesgo y la integridad de los
informes financieros y de gestión.
e. Control Interno PDVSA, cumpliendo su objetivo social bajo la administración y atribuciones de la Junta Directiva,
según sus estatutos, ejecutó las operaciones en el año 2008, estableciendo y manteniendo un
adecuado control y supervisión de las actividades sobre la base de conceptos y principios
generalmente aceptados, en concordancia con las leyes y normas aplicables.
En este sentido, se destaca que el Sistema de Control Interno incorporado en la infraestructura
funcional de PDVSA, está conformado por entes y organizaciones validadoras y evaluadoras
internas y externas (MENPET, Comisario, Auditores Externos y, Contraloría General de Venezuela).
Internamente está constituido por un conjunto de políticas, normas y procedimientos, formalmente
dictadas y orientadas al funcionamiento coordinado de este sistema, reforzada mediante una mayor
participación de las direcciones, gerencias, organizaciones corporativas, comités delegados
27
auxiliares de la Junta Directiva de PDVSA: Exploración y Producción, Refinación y
Comercialización, Volumetría, Auditoría, Finanzas, Recursos Humanos, entre otros.
Adicionalmente, en función del dinamismo operacional, con base en la nueva responsabilidad social,
y en el marco político de Plena Soberanía Petrolera, la Dirección Ejecutiva de Auditoría Interna
Corporativa actualmente avanza en el Proyecto de Mejoramiento del Sistema de Control Interno
(MSCI) que tiene como objetivo fundamental lograr, por primera vez en la historia de la industria
petrolera, la certificación por parte de los auditores externos del Sistema de Control Interno de
PDVSA, para preparación y emisión de los estados financieros consolidados. Así como también
mantener la transparencia y eficiencia en los controles internos asociados a los procesos financieros
y administrativos de mayor impacto en los estados financieros consolidados de la Corporación,
considerando:
• Fortalecer el Sistema de Control Interno para asegurar la razonabilidad de la información
utilizada en la elaboración de los estados financieros, mediante la documentación y evaluación
de los riesgos y controles de los procesos claves relacionados.
• Promover la implantación de procedimientos y soluciones, para remediar las brechas de control y
mitigar los riesgos críticos asociados con la información de los procesos de negocio, que
permitan mejorar la confiabilidad de los reportes financieros.
• Disponibilidad de un ambiente compartido con esquema de procesos, diagramas de flujo y
matrices de riesgos que incluyen controles identificados y validados con los dueños de procesos.
• Evaluar la efectividad operacional en los controles internos y beneficiar a la Corporación.
• Afianzar la imagen como Corporación generadora de información financiera confiable y oportuna.
• Generar una base de procesos sólidos en términos de control interno, fortaleciendo la
segregación de funciones.
• Facilitar el adiestramiento del nuevo personal.
• Contribuye a que la gerencia de la Corporación reúna los requisitos exigidos por los auditores
externos.
Al 31 de diciembre de 2008, en el marco de la ejecución de las diferentes fases del proyecto, se ha
logrado culminar 100% en las siguientes actividades:
• Conclusión de 237 procesos, 54% del total de 442, que incluyen: planificación y determinación
del alcance, documentación, actualización y ejecución de pruebas. El resto de los procesos se
estiman culminar 100% en el primer semestre de 2009.
28
• Se identificaron las primeras 222 brechas de diseño consideradas como de mayor impacto en los
estados financieros y de ellas han sido remediadas 120 brechas 54% por los distintos dueños de
procesos bajo la supervisión de la Dirección Ejecutiva de Finanzas Corporativa.
• Formación de 52 empleados permanentes en metodología de análisis y evaluaciones de riesgos
y controles.
f. Comité de Operaciones de Exploración, Producción y Gas (CDO EPYGAS) Este Comité cumple con la finalidad de velar por un uso óptimo de los recursos financieros,
humanos y de infraestructura para la adecuada y oportuna ejecución de los presupuestos
aprobados para obtener los resultados operacionales y financieros previstos, cumpliendo con las
Normativas vigentes en materia de finanzas y calidad, entre otras. Asimismo, aprobar y respaldar,
según su nivel de delegación de autoridad financiera, la contratación de bienes y servicios que
exceden los niveles de delegación de las organizaciones, negocios y filiales asociadas con las
actividades de Exploración, Producción y Gas, evaluar y hacer seguimiento a la aplicación de las
políticas, lineamientos, normas y, a la gestión de seguridad, Higiene y Ambiente.
Adicionalmente, el Comité de Operaciones de Exploración, Producción y Gas constituye un Foro
para debatir e intercambiar asuntos estratégicos para los negocios de Exploración, Producción y
Gas, que conllevan a la identificación y/o modificación de procesos/actividades que incrementen la
productividad y efectividad de las operaciones y los procedimientos administrativos, financieros y
legales, a través del intercambio de experiencias exitosas, lecciones aprendidas en las distintas
divisiones operacionales, práctica de la innovación tecnológica, modernización de la infraestructura
existente y, la promoción del trabajo en conjunto. Con este tipo de sinergia se busca la
transparencia de la gestión de los negocios y funciones asociadas; así como también el uso y
masificación de prácticas tecnológicas que conllevan a un incremento de la productividad tanto de
los activos como del recurso humano involucrado en las operaciones, con especial atención a la
reducción de costos y gastos.
g. Comité de Operaciones de Refinación El Comité de Operaciones de Refinación es creado con la finalidad de velar por un uso óptimo de
los recursos financieros, humanos y de infraestructura para la adecuada y oportuna ejecución de los
presupuestos aprobados, con el fin de obtener los resultados operacionales y financieros previstos,
cumpliendo con las Normativas vigentes en materia de finanzas, calidad, entre otras. Así mismo,
aprobar y respaldar, según su nivel de delegación de autoridad financiera, la contratación de bienes
y servicios que excedan los niveles de delegación de las organizaciones, negocios y filiales
asociadas con las actividades de Refinación y, evaluar y hacer seguimiento tanto a la aplicación de
sus políticas, lineamientos, normas como a la gestión de Seguridad, Higiene y Ambiente.
29
Adicionalmente, en el Comité de Operaciones de Refinación se debate y se intercambia información
sobre los asuntos estratégicos para los negocios de Refinación, que conlleven a la identificación y/o
modificación de procesos/actividades que incrementen la productividad y efectividad de las
operaciones y los procedimientos administrativos, financieros y legales, a través del intercambio de
experiencias exitosas, lecciones aprendidas en las distintas organizaciones operacionales, la
práctica de la innovación tecnológica, modernización de la infraestructura existente y, la promoción
del trabajo en conjunto. Buscando con este tipo de sinergia la transparencia de la gestión de los
negocios y funciones asociadas; así como el uso y masificación de prácticas tecnológicas que
conlleven a un incremento de la productividad tanto de los activos como del recurso humano
involucrado en las operaciones con especial atención a la reducción de costos y gastos.
h. Comité de Planificación y Finanzas El Comité de Planificación y Finanzas se encarga de velar por la adecuada y oportuna orientación
estratégica de las actividades de PDVSA, según los lineamientos y políticas del accionista,
expresada a través de los planes, programas y proyectos de la Corporación. Asimismo, se encarga
del control, seguimiento y rendición de cuentas del cumplimiento de la estrategia y riqueza
proyectada y controlar la gestión financiera de las organizaciones de PDVSA y sus filiales.
i. Comité de Recursos Humanos El Comité de Recursos Humanos de PDVSA es un órgano de soporte a la Junta Directiva que
proporciona orientación estratégica, asesora, aprueba y hace seguimiento a todo lo relativo al
personal de nómina menor, mayor y ejecutiva a aspectos estratégicos en el ámbito de PDVSA y sus
filiales nacionales e internacionales, de acuerdo con las normativas de administración de PDVSA y
los lineamientos de la Junta Directiva.
4. Recursos Humanos Durante el ejercicio fiscal 2008, las compensaciones otorgadas por PDVSA a los once miembros
que en la actualidad conforman su Junta Directiva, por concepto de salarios básicos, retribuciones a
la seguridad social, fondo de ahorro, vacaciones, utilidades, prestaciones y ayudas
complementarias, ascendieron aproximadamente a 1,69 millones de dólares.
A continuación se detalla el número de trabajadores de PDVSA en los últimos cinco años: TRABAJADORES DE PDVSA
Número de Trabajadores 2008 2007 2006 2005 2004
Venezuela 73.580 56.769 47.433 43.807 33.281Exterior 5.159 5.140 5.383 5.373 5.238
Total Empleados 78.739 61.909 52.816 49.180 38.519
Contratistas 19.374 15.383 15.290 10.498 25.930
30
El incremento de la fuerza laboral en Venezuela se debe al ingreso de 7.188 trabajadores producto
del proceso de absorción de las empresas mixtas provenientes de la FPO: 1.040 trabajadores de
clubes y 807 trabajadores de comedores (personal contratado bajo la figura de servicios personales
a través de terceros para cumplir servicios recurrentes en instalaciones de la industria); 3.869
trabajadores mayores de 45 años y, la absorción entre noviembre de 2008 y diciembre de 2008 de
386 transportistas distribuidos entre mayoristas, terrestre y, fluvial. Asimismo, durante el año 2008,
ingresaron 3.521 nuevos trabajadores.
En pro de la consolidación y afianzamiento de un nuevo modelo socialista de compensación y
beneficios, durante el año 2008 se aprobaron y fortalecieron normas que honran los compromisos
adquiridos con los trabajadores.
En materia de educación y desarrollo de la industria se llevaron a cabo una serie de acciones de
formación; así como la suscripción de acuerdos y convenios con instituciones tanto nacionales como
internacionales que contribuyen a elevar la calidad profesional y técnica de nuestros trabajadores,
con el propósito de reorientar su formación hacia una visión social y más humanista, entre los que
destacan:
• Programa de Formación de Operadores de Gas, bajo el Convenio con Argelia.
• Firma de Convenios con las universidades Simón Rodríguez, University of West Indies of
Jamaica y, Barbados.
• Desarrollo y entrega a la Fundación Misión Ribas de seis programas del componente
socioproductivo-tecnológico, para la formación de técnicos medios a través de Misión Ribas
Técnica que serán incorporados en los Proyectos Mayores de Inversión de PDVSA en el marco
del Plan Siembra Petrolera.
De los acuerdos educativos suscritos con instituciones educativas durante el año 2007, se resaltan
los realizados con las universidades: Marítima del Caribe, Nacional Experimental de las Fuerzas
Armadas (UNEFA), Bolivariana de Venezuela (UBV), entre otras.
Con relación a la calidad de vida de los trabajadores MENPET-PDVSA, además de las conocidas
actividades deportivas y recreacionales, destacan el éxito obtenido en el Plan Vacacional Anual
denominado Sembradores de Energía 2008 en el cual participaron niños y adolescentes, y las
escuelas deportivas menores de diferentes disciplinas que operan desde el año 2007, dirigidas
hacia los hijos de los trabajadores, familiares y, comunidades.
En cuanto al afianzamiento de un esquema socialista centrado en el trabajador como activo
fundamental de la industria petrolera, durante el año 2008 se instalaron alrededor de 200 mesas de
trabajo a nivel nacional con la finalidad de reorganizar el Modelo de Gestión en Función de
31
Recursos Humanos y Relaciones Laborales de PDVSA, las cuales contaron con la participación de
trabajadores de las diferentes áreas operacionales.
La importancia de este ejercicio se concreta a través de propuestas para:
• La reorganización de la industria sobre la base de criterios más humanistas para el desarrollo de
los trabajadores, teniendo como base el diseño de gestión y los valores socialistas; así como el
perfil del nuevo trabajador de PDVSA, en el marco del Socialismo del Siglo XXI.
• La creación de mecanismos de acción colectiva de cómo debe funcionar el esquema relaciones
sociales de producción, a través del trabajo libre, creador y edificante.
• Diseño de procesos que garanticen la implantación de una cultura de solidaridad, eficacia y
valores humanistas en la función de Recursos Humanos.
Recursos Humanos/Salud En el área de salud destaca la celebración de los siguientes acuerdos entre PDVSA y diversas
instituciones del Estado para el beneficio de todos los trabajadores: Laboratorio de Reproducción
Asistida en Hospital Universitario de Caracas, Servicio de Gastroenterología y Laboratorio en el
Hospital de Niños de Caracas, para efectuar pruebas a niños con trasplantes hepáticos y renales y,
la firma de Convenio Marco para la adquisición de reactivos y equipos en comodato para los
Laboratorios Clínicos; así como también la articulación con el sector público (el Ministerio del Poder
Popular para la Salud, Instituto Venezolano de los Seguros Sociales, y otros) para la dotación de
medicamentos antineoplásicos, trasplantes de órganos y atención en diversas enfermedades de alto
costo y riesgo para ciudadanos de las comunidades.
De igual manera, se realizó la firma del Convenio Cuba-Venezuela para la creación de Laboratorios
de Neurotoxicología y Psicología Ocupacional en áreas de PDVSA (los primeros de su tipo en el
país), adquisición de equipos para Salud Ocupacional, acreditación técnica del equipamiento y,
capacitación del personal.
En el año 2008, se avanza con la implantación de la Plataforma del Sistema de Información de
Gestión de Servicios Ambulatorios (SIGSAMB), con la puesta en marcha de las pruebas piloto en
las Clínicas La Salina e INTEVEP para controlar la gestión administrativa de los centros propios de
la Corporación.
32
III.Plan Estratégico 1. Plan Estratégico El Plan Siembra Petrolera fue ampliamente discutido durante el año 2008, en un entorno de revisión
constante de las expectativas de crecimiento global, caracterizadas por los eventos sucedidos
alrededor de la crisis financiera en Norteamérica y Europa, el cual se basa fundamentalmente en los
lineamientos impartidos por el Accionista:
• Valorizar nuestro recurso natural de hidrocarburos en beneficio de la Nación.
• Contribuir al posicionamiento geopolítico del país en el ámbito internacional.
• Ser un instrumento para el desarrollo endógeno del país.
De conformidad con la orientación estratégica, el Plan Siembra Petrolera contempla principalmente
los siguientes objetivos:
• Mantener la continuidad operacional en forma efectiva y eficiente conforme tanto con las mejores
prácticas científicas, técnicas y gerenciales, como las normas y procedimientos sobre higiene,
protección y remediación ambiental, para el aprovechamiento racional de los hidrocarburos.
• Adecuar e incrementar el parque refinador.
• Fortalecer e impulsar el desarrollo tecnológico.
• Expandir y diversificar nuestros mercados en Latinoamérica, el Caribe, Asia y Europa y
desarrollar la integración regional.
• Potenciar el equilibrio territorial y satisfacer el mercado interno de los hidrocarburos.
Con base en lo expuesto PDVSA se ha fijado, como metas principales: • Incrementar la capacidad de producción hasta 4.936 MBD para el año 2013, de los cuales 2.850
MBD corresponderán a Gestión Directa; 590 MBD a empresas mixtas liviano-mediano; 832 MBD
a empresas mixtas de la FPO, 280 MBD bajo nuevas empresas mixtas en la FPO y 384 MBD de
LGN. Asimismo, la visión de largo plazo es alcanzar una capacidad de producción de 6.500 MBD
para el año 2021.
• Elevar la capacidad instalada de refinación hasta 3,6 MMBD al 2013 y 4,1 MMBD al 2021.
• Exportar un volumen de crudos y productos de 3,8 MMBD al 2013.
• Aumentar la producción de gas natural a 12.568 MMPCD de gas al año 2013, lo que permitirá
convertir a Venezuela en un exportador de gas natural.
33
• Desarrollar el eje Orinoco-Apure a través del pleno desarrollo de la FPO desde el punto de vista
de producción, mejoramiento, refinación e industrialización que potencien la región como un
importante polo petroquímico.
Los grandes retos de la gerencia de PDVSA en el mediano plazo son: mantenimiento óptimo de los
reservorios de crudo y gas y las facilidades de producción, proseguir con el mejoramiento de la base
y composición de reservas de petróleo y gas, concentrando los esfuerzos exploratorios en áreas
tradicionales y en nuevas áreas, con el propósito de desarrollar las inmensas reservas de crudos
pesados y gas con los que cuenta el país. Asimismo, PDVSA, deberá continuar su participación en
la certificación de reservas y estudios integrados de yacimientos en la FPO para su plan de
desarrollo, incrementar la disponibilidad de gas en el occidente de Venezuela y mejorar la calidad de
los productos refinados.
2. Resumen del Plan de Inversiones y Principales Proyectos Desarrollando estas estrategias de negocios, PDVSA estima que su plan de negocios necesitará, en
todo el período 2008-2013, aproximadamente 139 millones de dólares para alcanzar una producción
sostenible de 4,9 MMBD para el año 2013. PDVSA espera proveer cerca de 75% de los fondos
requeridos para este plan, y 25% por medio de inversiones con terceros. La siguiente tabla muestra
un sumario de las inversiones de capital real enero-diciembre de 2008 y el estimado para el resto
del período 2009-2013.
DESEMBOLSOS POR INVERSIONES SECTOR NACIONAL Expresado en millones de dólares
Desembolsos por Inversiones 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Total
Exploración 278 192 562 394 579 587 2.592 Producción Gestión Propia 6.708 4.172 3.242 3.261 3.167 4.520 25.070 Empresas Mixtas 904 620 1.307 1.062 782 569 5.244 Emp. Mixta Costa Afuera 271 233 160 15 - - 679 Empresas Mixtas 1.175 853 1.467 1.077 782 569 5.923 Empresas Mixtas de la Faja Petrolífera del Orinoco 1.258 680 1.446 1.409 1.536 1.292 7.621 Gas 2.245 1.455 5.516 4.828 4.481 2.935 21.460 Refinación 1.719 2.244 7.052 8.266 9.103 10.419 38.803 Comercio y Suministro 193 1.021 845 1.583 1.192 1.032 5.866 Otros (1) 1.738 6.474 3.021 4.914 6.744 6.592 29.483
Total 15.314 17.091 23.151 25.732 27.584 27.946 136.818 (1) El rubro de otros incluye: CVP (gestión propia), Nuevos Negocios de la FPO, PDVSA Servicios, intereses de
financiamiento, Palmaven, INTEVEP, Gas Comunal, PDVAL, PDVSA Agrícola, PDVSA Industrial, PDVSA Ingeniería y
Construcción, PDVSA América, Bariven, PDVSA Casa Matriz, Lácteos Los Andes, Contingencia Corporativa.
PDVSA sigue comprometida con mantener altos estándares de seguridad y salud en el desarrollo
de todas sus operaciones. Para alcanzar una integración de tecnología de negocios, efectiva y a
tiempo, dentro de sus actividades operacionales, PDVSA se orienta en el desarrollo de una ventaja
competitiva sostenible. Continuamente se dota al personal con entrenamiento de calidad. Además,
34
el plan de negocios se esfuerza en asistir en el fortalecimiento de la economía nacional y contribuir
con los programas sociales: educación, salud y creación de trabajos.
a. Ceuta – Tomoporo Este proyecto tiene como objetivo maximizar la recuperación de las reservas de crudo del campo
Ceuta – Tomoporo ubicado en el occidente del país con reservas estimadas de 1.000 MMBls de
crudo de 23,6° API durante el período 2008-2021; así como también alcanzar una producción
promedio de 195 MBD a través de la perforación de 234 pozos productores e inyectores y
rehabilitación de 141 pozos, estimándose un promedio de 10 Taladros Año. El costo estimado del
proyecto es 3.870 millones de dólares; al 31 de diciembre de 2008 el saldo acumulado de las obras
en progreso de este proyecto es, aproximadamente, de 519 millones de dólares.
b. Suministro Eléctrico Costa Oriental del Lago - Occidente Este proyecto tiene la finalidad de satisfacer la demanda eléctrica producto del crecimiento de la
carga del Plan Siembra Petrolera en el Occidente de Venezuela, especialmente por el Complejo
Criogénico de Occidente (CCO), el desarrollo del campo Tomoporo y el reemplazo de plantas en
obsolescencia. Se construirán dos plantas de 500 MW cada una en la Costa Oriental del Lago y las
obras de interconexión en 230 KW y 115 KW. El costo total del proyecto se estima en 1.125 millones
de dólares y se estima culminar en el año 2011 el ciclo combinado, el saldo de las obras en
progreso es de 176 millones de dólares. Durante el año 2008, este proyecto fue transferido a
Compañía Anónima de Administración y Fomento Eléctrico (CADAFE).
c. Crecimiento Distrito Norte-Oriente El alcance del proyecto, ubicado en el oriente del país considera un plan de explotación basado,
principalmente, en proyectos de recuperación secundaria por inyección de gas y agua, actividades
de perforación y nueva infraestructura para incrementar la producción de crudo en 35 MBD y
alcanzar una producción de 890 MBD, con una inversión estimada total al año 2013 de 13.038
millones de dólares.
d. Crecimiento de los Distritos Morichal y Múcura El proyecto tiene como meta el desarrollo integral de crudo pesado y extrapesado de 780 MBD en
los Distritos Morichal y Múcura de la FPO a través de la perforación, rehabilitación e inyección
alternada de vapor. Igualmente, se contempla un incremento en la capacidad de transporte,
despacho, almacenamiento para el manejo y disposición de las segregaciones comerciales con sus
respectivos sistemas de diluentes, con una inversión estimada de 8.800 millones de dólares.
35
e. Nuevos Desarrollos en el Área de la Faja Petrolífera del Orinoco El Plan Siembra Petrolera contempla la producción de 2.125 MBD en el año 2021 a través del
desarrollo de cinco mejoradores de 200 MBD cada uno, con una inversión en dos complejos de
13.429 millones de dólares conjuntamente con la Refinería de Cabruta de 400 MBD.
Durante el año 2008, el MENPET dio inicio al Proyecto Carabobo, el cual contempla la construcción
de dos proyectos integrados desarrollados bajo la figura de empresas mixtas con participación de
40% para los socios y consisten en la producción de crudo extrapesado en las siguientes áreas de
la FPO: Carabobo 1 Central (180 km2); Carabobo 1 Norte (203 km2), Carabobo 2 Norte (132 km2) y
Carabobo 4 Oeste (210 km2), así como la construcción de dos mejoradores con capacidad para
producir crudo de alta calidad de, aproximadamente, 32° API sin residuo de fondo. Cada proyecto
comprende áreas con reservas suficientes en el Miembro Morichal para sostener una producción de
400 MBD.
La Asamblea Nacional aprobó la conformación de una empresa mixta entre PetroVietnam y PDVSA
para la explotación y mejoramiento de las reservas del Bloque Junín-2 de la FPO.
Para la debida articulación de los proyectos petroleros con los no petroleros, se elaboró el Proyecto
Socialista Orinoco (PSO), dentro del cual se consolidó la estrategia de Ordenamiento Territorial de
la FPO.
f. Gas Delta Caribe Oriental Consiste en la construcción de la infraestructura requerida para incorporar al mercado interno el gas
proveniente de los desarrollos de Costa Afuera del oriente del país. Abarca las siguientes
instalaciones: 563 Km de tuberías marinas; urbanismo, vialidad y servicios en el complejo industrial
Gran Mariscal de Ayacucho (CIGMA); muelle de construcción y servicios; plantas de adecuación y
procesamiento de gas; generación de energía eléctrica (900 MW Güiria y 450 MW en Cumaná,
estado Sucre); redes de transmisión y distribución eléctrica, y plantas de licuefacción.
Durante el año 2008, se firmó el acuerdo marco para la constitución de las empresas mixtas para
los trenes de licuefacción 1 y 2, con una capacidad de 4,7 millones de toneladas por año (MTPA)
GNL cada uno. La participación de socios en los trenes se menciona a continuación:
• Tren 1: PDVSA 60%, GALP 15%, Qatar Petroleum International 10%, Chevron 10%, Mitsubishi-
Mitsui 5%.
• Tren 2: PDVSA 60%, GALP Energía 15%, ENARSA 10%, ITOCHU 10%, Mitsubishi-Mitsui 5%.
En septiembre de 2008, se suscribieron Memorandos de Entendimiento (MDE) entre PDVSA y las
empresas Integrated Energy Compan (ENI), Petroliam Nasional Berhad Oil Company (PETRONAS),
36
Empresa Energía de Portugal (EDP) y GAZPROM Group, para desarrollar un programa exploratorio
en los bloques costa afuera de Blanquilla y Tortuga, orientados al descubrimiento y cuantificación de
reservas adicionales de gas natural no asociado las cuales serían orientadas a la constitución de
una empresa mixta para la construcción y operación de un proyecto integrado de producción de gas
natural no asociado y licuefacción en el Tren-3 de GNL del Proyecto Delta Caribe Oriental. El costo
total de la obra se estima en 8.559 millones de dólares; los ingresos del proyecto estarán
constituidos por la venta de parcelas de uso industrial desarrolladas y dotadas de todos los servicios
al 31 de diciembre de 2008, el saldo de las obras en progreso es, aproximadamente, 360 millones
de dólares.
g. Gasoducto Transcaribeño Antonio Ricaurte Se completó mecánicamente el proyecto que consiste en la construcción de 225 Km de tubería de
26 pulgadas de diámetro desde Campo Ballenas (Colombia), a las Plantas eléctricas Rafael
Urdaneta y Ramón Laguna en el estado Zulia, contemplando 88,5 Km en Colombia, 135,9 Km en
Venezuela, con un tramo sublacustre de 22 Km y 10 Estaciones de Seccionamiento.
Actualmente, se suministran 147 MMPCD de gas metano desde Colombia a Venezuela, superando
el volumen previsto originalmente de 50 MMPCD. Con este volumen se benefician las empresas
ubicadas en el estado Zulia: Sector Eléctrico Ramón Laguna de Enelven 45 MMPCD y a la Planta
Eléctrica Punta Gorda 26 MMPCD, Complejo Ana María Campos de Pequiven (empresa paralizada
por falta de 50 MMPCD de gas) y, el Sector Doméstico e Industrial de Maracaibo (54 MMPCD) entre
otros, con una inversión total de 659 millones de dólares, generando actualmente un total de 715
empleos, de los cuales 15 son directos y 700 indirectos. Al 31 de diciembre de 2008 el saldo de las
obras en progreso es, aproximadamente, de 100 millones de dólares.
h. Complejo Criogénico de Occidente (CCO) El proyecto CCO tiene como objetivo optimizar el esquema de procesamiento del gas natural en la
región occidental del país. Este proyecto incluye el diseño y construcción de la infraestructura
necesaria para procesar 950 MMPCD de gas y producir 62 MBD de etano para Pequiven.
Contempla la construcción de un nuevo tren de fraccionamiento en Ulé, Municipio Simón Bolívar,
estado Zulia, así como la instalación de redes de tuberías y facilidades para interconectar al CCO
con las instalaciones existentes. La inversión estimada es de 1.437 millones de dólares y se estima
que el proyecto culmine a finales del año 2011. El saldo de las obras en progreso, al 31 de
diciembre de 2008 es aproximadamente de 288 millones de dólares.
37
i. Gas Anaco El proyecto tiene como objetivo incrementar la producción de gas para satisfacer la demanda
interna. Este proyecto incluye el diseño y construcción de facilidades para incrementar la producción
diaria a 2.400 MMPCD de gas y 35 MBD de crudo liviano, con la Completación de la Fase I (San
Joaquín, Santa Rosa, Zapato y Mata R) para alcanzar a 2.800 MMPCD y 40 MBD al completar la
Fase II (Santa Ana/El Toco, La Ceibita, Soto/Mapiri y Aguasay). La inversión total estimada es 4.418
millones de dólares y se estima que el proyecto culmine en el año 2012. Al 31 de diciembre de 2008
el saldo de estas obras en progreso es aproximadamente de 1.584 millones de dólares.
j. Acondicionamiento de Gas y Líquidos Anaco (AGLA) El proyecto AGLA consiste en desarrollar la infraestructura para el acondicionamiento de gas, en los
campos San Joaquín, Guario y el Roble; así como la optimización del sistema de transmisión para
asegurar el manejo de la producción del Distrito Gas Anaco hasta 2.800 MMPCD y garantizar el
suministro confiable del gas a las plantas de extracción de LGN y al mercado interno. El costo total
estimado del proyecto es de 242 millones de dólares, y se estima que el proyecto culmine en el año
2012. Al 31 de diciembre de 2008 el saldo de obras en progreso es de 15 millones de dólares.
k. Interconexión Centro Oriente-Occidente (ICO) El proyecto ICO tiene como objetivo conectar los sistemas de transmisión de gas natural de la
región central y este de Venezuela (Anaco, estado Anzoátegui a Barquisimeto, estado Lara) con el
sistema de transmisión en el oeste del país (Ulé, estado Zulia a Amuay, estado Falcón), con la
finalidad de cubrir la demanda de gas en el occidente del país, expandir la entrega de gas a otras
regiones y ciudades dentro de la Nación y, promover el desarrollo industrial y comercial en las áreas
cercanas a la construcción de este sistema de transmisión. Este proyecto incluye el diseño,
ingeniería, procura y construcción de un gasoducto de 300 Km de longitud y 30 a 36 pulgadas de
diámetro; tres plantas compresoras (Morón, Los Morros y Altagracia) para interconectar el Sistema
Anaco-Barquisimeto con el Sistema Ulé-Amuay para garantizar el suministro de gas al Centro de
Refinación Paraguaná (CRP) y a largo plazo, exportar gas hacia Colombia, Centro y Suramérica.
Durante el año 2008, se completó el tendido del gasoducto para cubrir las necesidades de gas de
occidente, iniciando la transferencia de gas hacia esa región en septiembre de 2008. La capacidad
de este sistema de transferencia se irá incrementando paulatinamente hasta 520 MMPCD, con la
incorporación de estaciones de recompresión de gas en los años 2009 y 2010. La inversión
estimada de este proyecto es 715 millones de dólares. Al 31 de diciembre de 2008, el saldo de
estas obras en progreso es aproximadamente de 640 millones de dólares.
38
l. Jose 250 El proyecto tiene como objetivo incrementar la capacidad de procesamiento de gas asociado
generado en los campos de Anaco y el Norte de Monagas, para satisfacer la demanda del mercado
doméstico y el suministro de gas inyectado a los procesos de recuperación secundaria de los
campos petroleros del norte del estado Monagas. Este proyecto incluye la construcción y puesta en
marcha del IV Tren de extracción en la Planta de San Joaquín (1.000 MMPCD); V Tren de
fraccionamiento en Jose (50 MBD); ampliación del Terminal Marino Jose; poliducto San Joaquín -
Jose (113 Km); Planta de Control de Punto de Rocío en Pirital; ampliación del sistema de poliductos
y proyecto etano. La inversión total estimada en este proyecto es de 664 millones de dólares y se
estima que el proyecto culmine en el año 2014. Al 31 de diciembre de 2008, el saldo de las obras en
progreso es aproximadamente de 250 millones de dólares.
m. Mariscal Sucre El proyecto tiene como objetivo desarrollar, en armonía con el ambiente, 70% de las reservas de
gas no asociado y líquidos condensados de los Campos Dragón, Patao, Mejillones y Río Caribe,
ubicados en el Norte de Paria, para producir hasta 1.200 MMPCND de gas y 18 MBD de
condensado. El Proyecto está ubicado al norte de la Península de Paria y cuenta con un área de
aproximadamente 4.750 Km2, con profundidades del agua que varía entre los 90 m. al oeste y 150
m. al este. Se estima la perforación de 36 pozos, de los cuales 24 son submarinos y 12 de
superficie, 3 plataformas de servicio, 2 plataformas de recolección y una plataforma central de
producción. En el año 2008, se inició la campaña de perforación de desarrollo de las reservas
probadas mediante el barco-taladro Neptune Discoverer. La producción será utilizada para suplir
prioritariamente el mercado interno, y soportar los proyectos de conversión a gas de la totalidad de
las centrales termoeléctricas del país, el proyecto GNV y el Plan Nacional de Gas Doméstico. La
inversión requerida para el desarrollo de los campos Costa Afuera se estima en 7.080 millones de
dólares. Al 31 de diciembre de 2008, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente de 731
millones de dólares.
n. Sistema Nor Oriental de Gas (SINORGAS) El proyecto tiene como objetivo la construcción de la infraestructura que permita incorporar al
mercado interno el gas proveniente de los desarrollos Costa Afuera del oriente del país. Durante
2008, se inició el tendido del gasoducto Barcelona-Cumaná-Margarita con el cual se tiene previsto
suministrar gas a estas regiones para su desarrollo socio-económico. La inversión estimada es de
2.162 millones de dólares. Al 31 de diciembre de 2008 el saldo de las obras en progreso es de 495
millones de dólares y, se estima que el proyecto culmine en el año 2014.
39
o. Gasificación Nacional El proyecto tiene como objetivo instalar redes de distribución de gas metano para beneficiar a
3.260.000 familias a nivel nacional. La inversión estimada es de 2.334 millones de dólares y se
espera que el proyecto culmine en el año 2016. Durante el año 2008, PDVSA Gas Comunal adquirió
60% de la actividad de distribución y comercialización del GLP y 33% del gas metano domiciliario en
el Territorio Nacional, mediante la compra de las dos mas grandes empresas del sector privado de
GLP: Vengas, S.A. y Tropigas, S.A.C.A. y, la transferencia de la Gerencia de Gas Doméstico de
PDVSA Gas. Por otra parte, se incorporaron 12.074 familias a la red de gas directo mediante la
instalación de 600 kilómetros de red de distribución y 400 kilómetros de líneas internas. Al 31 de
diciembre de 2008, el saldo de obras en progreso es aproximadamente de 28 millones de dólares.
p. Plataforma Deltana El Proyecto de Gas de la Plataforma Deltana, contempla la participación de ChevronTexaco, Statoil,
y Total en los bloques 2, 3 y 4, respectivamente, para culminar la exploración. Durante el año 2008,
Chevron solicitó al MENPET la declaración de comercialidad, con base en las reservas probadas de
7 BPC en Lorán y el proyecto de alimentación del Tren 1 de gas natural licuado del Proyecto Delta
Caribe Oriental, estimando el inicio de producción comercial para el año 2014, con una inversión
estimada en 3.810 millones de dólares, que incluye las inversiones previstas para la Planta de Gas
Natural Licuado (Tren-1), gasoducto de 36 pulgadas de diámetro y, desarrollo de la infraestructura
necesaria para la producción del gas natural en el Bloque 2 de Plataforma Deltana. Una vez
declarada la comercialidad de las reservas encontradas, PDVSA participará en el futuro desarrollo
del área.
En el Bloque 4 de la Plataforma Deltana, las empresas StatoilHydro y Total culminaron el programa
mínimo exploratorio requerido por la licencia de gas, logrando éxito exploratorio en Cocuina, donde
cuantificaron 0,3 BPC de reservas probadas y se encuentran en preparación del Plan de Desarrollo
para integrarlas como gas de respaldo para la alimentación del Tren-1 de gas natural licuado del
Proyecto Delta Caribe Oriental; sin embargo en las áreas Ballena y Orca, las actividades
exploratorias no lograron cuantificar volúmenes comerciales de gas. Al 31 de diciembre de 2008, el
saldo de obras en progreso es aproximadamente de 162 millones de dólares.
q. Autogas - Gas Natural Vehicular (GNV) El proyecto GNV tiene como objetivo alcanzar el equilibrio socio-económico del país, a través del
uso del gas. Durante el período 2006-2012, se contempla la construcción de 457 nuevos puntos de
expendios y reactivar 141 puntos en estaciones existentes. Adicionalmente, el programa incluye la
conversión de 465.881 vehículos entre los cuales se destacan, unidades de transporte público,
privados y de entes gubernamentales. Con la puesta en marcha de este programa, se ahorrarán 29
40
MBD de gasolina lo cual permitirá incrementar las exportaciones de este producto. La inversión total
estimada en este proyecto es 2.317 millones de dólares. Al 31 de diciembre de 2008 el saldo de las
obras en progreso es aproximadamente de 217 millones de dólares.
r. Rafael Urdaneta El propósito de este proyecto está orientado hacia la ejecución de actividades de exploración en el
Golfo de Venezuela, principalmente en los campos Róbalo, Merluza, Liza y Sierra, con el fin de
producir 1.000 MMPCD que serán destinados al mercado interno y, el excedente, para
oportunidades de negocio internacional. Adicionalmente, este proyecto contempla el desarrollo de
infraestructura para la producción de gas Costa Afuera, de las tuberías necesarias para el transporte
del gas y los condensados, de una planta de licuación de gas, y las facilidades de embarque
necesarias para manejar buques modernos de LGN.
El área destinada a exploración fue dividida en 29 bloques, de los cuales se otorgaron licencias
exploratorias a ChevronTexaco para el Bloque Cardón III, Repsol YPF y ENI para el Bloque Cardón
IV, Gazprom en los bloques Urumaco I y II, Petrobras y Teikoku en el bloque Moruy, y Petropars en
el Bloque Cardón II. Se estima una inversión total de 1.960 millones de dólares hasta el año 2015.
s. Conversión Profunda en la Refinería Puerto La Cruz Este proyecto tiene como objetivo maximizar la capacidad de procesamiento de crudos pesados
para cubrir la demanda interna y exportar combustible. Consiste en diseñar, procurar, construir,
instalar y, puesta en marcha de unidades para procesar 210 MBD de crudo Merey 16. La inversión
total estimada es 6.506 millones de dólares y, se estima su culminación para el año 2012. Al 31 de
diciembre de 2008 el saldo de las obras en progreso, es aproximadamente, de 400 millones de
dólares.
t. Conversión Profunda en la Refinería El Palito Este proyecto tiene como objetivo la adecuación de la refinería para el procesamiento de 140 MBD
de crudo pesado obteniendo gasolinas y destilados con calidad de exportación y mejorar el margen
de refinación, en armonía con el ambiente y el entorno social de la instalación. Se cambia la dieta de
la refinería de crudos de 28° API a 22° API. La inversión total estimada es 6.050 millones de
dólares, y se estima culminarlo en el año 2012. Al 31 de diciembre de 2008, el saldo de las obras en
progreso es aproximadamente de 111 millones de dólares.
u. Construcción de Nuevas Refinerías en Venezuela Se está diseñando la Refinería Cabruta para procesar 400 MBD de petróleo de gravedad API de
8,5° de la FPO, actualmente, se desarrolla la ingeniería conceptual y estará diseñada para obtener
productos refinados de alta calidad: gasolina, destilados, combustible de aviones y para exportación.
41
Se contempla el desarrollo en dos fases, la primera con tecnología de coquificación retardada y la
segunda con tecnología HDHPLUS/SHP. La Refinería estará en Cabruta al sur del estado Guárico.
Las operaciones de la primera fase comenzarán en el año 2014 y la segunda en el año 2019. La
Refinería Batalla de Santa Inés está siendo diseñada para procesar 50 MBD de Guafita Blend de
28° de gravedad API. Está orientada a satisfacer la demanda regional del mercado de combustible.
El esquema de configuración de este proceso no involucra procesos de conversión profunda. Se
espera que las operaciones comiencen para el año 2012. La Refinería Zulia está diseñada para
procesar 200 MBD de petróleo pesado de 17° API. Se espera que las operaciones comiencen en el
año 2021. La inversión total estimada de la Refinería Cabruta es 14.073 millones de dólares, la de
Zulia es 3.465 millones de dólares y la Refinería Batalla de Santa Inés es 1.000 millones de dólares.
v. Reemplazo Planta TJ-1 El proyecto tiene como objetivo soportar adecuadamente los niveles de producción de gas previstos
en el plan de negocios para el área central de Tía Juana en el Occidente del país, disminuir las
mermas operacionales de gas, lograr ahorro de 44% en el consumo de gas combustible y disminuir
los altos costos de operación y mantenimiento. El costo total estimado del proyecto es 270 millones
de dólares. Al 31 de diciembre de 2008, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente de
133 millones de dólares.
w. Fraccionamiento Craqueo Catalítico (FCC) El proyecto FCC, tiene como objetivo reemplazar el conjunto reactor/despojador de la unidad de
FCC de la Refinería Cardón. Este proyecto permitirá implantar las tecnologías que garanticen la
extensión de la vida útil de equipos críticos y mejorar la calidad de productos maximizando ingresos
por el incremento de carga a la unidad de FCC, lo cual a su vez permitirá aprovechar al máximo la
infraestructura existente. La inversión total estimada en este proyecto es 637 millones de dólares, y
se estima culminar en el año 2009. Al 31 de diciembre de 2008, el saldo de las obras en progreso es
aproximadamente de 513 millones de dólares.
x. Construcción y adquisición de buques El proyecto de construcción y adquisición de buques, tiene como objetivo el diseño, procura,
construcción y equipamiento de 42 buques tanqueros, orientados al transporte de crudo y productos
refinados, que garanticen el cumplimiento de la política de diversificación de mercados, con la
finalidad de fortalecer la flota propia en concordancia con el plan de negocios de la Corporación. La
primera fase contempla alianzas con empresas y astilleros ubicados en Argentina, Brasil e Irán, para
la construcción de 16 buques tanqueros con una capacidad total aproximada de 6,8 MMB,
paralelamente con el desarrollo y modernización del astillero en Venezuela. La inversión total
estimada en este proyecto es de 1.131 millones de dólares, el cual se estima culminar en el año
42
2013. Al 31 de diciembre de 2008, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente de 371
millones de dólares.
IV. Principales Actividades 1. Exploración y Producción Las actividades de exploración son realizadas tanto en territorio venezolano como en otros países:
Bolivia, Ecuador, Cuba, Argentina, Mali, Gambia y Vietnam. Las actividades de producción se
realizan únicamente en territorio venezolano, principalmente por PDVSA Petróleo, PDVSA Gas y las
empresas mixtas de CVP.
a. Reservas Todas las reservas de petróleo y gas natural están situadas en el territorio venezolano, son
propiedad de Venezuela, estimadas por PDVSA y oficializadas por el MENPET, siguiendo el manual
de definiciones y normas de reservas de hidrocarburos establecidas por este ente oficial. Estas
normas, no sólo incluyen procedimientos específicos para el cálculo de reservas, sino también
aquellos necesarios para el debido control de la información requerida por la Nación, y son los
mismos que se utilizan a escala mundial, de manera que los valores declarados son comparables
con diferentes países.
Las reservas probadas son los volúmenes de hidrocarburos estimados con razonable certeza y
recuperables de yacimientos conocidos, de acuerdo con la información geológica y de ingeniería
disponible y bajo condiciones operacionales, económicas y regulaciones gubernamentales
prevalecientes. Debido a la incertidumbre inherente y al carácter limitado de los datos sobre los
yacimientos, las estimaciones de las reservas están sujetas a modificaciones, a través del tiempo, a
medida que se dispone de mayor información. De acuerdo con las facilidades de producción las
reservas probadas se clasifican en: desarrolladas, representadas por el volumen de hidrocarburos
comercialmente recuperable del yacimiento por los pozos e instalaciones de producción disponibles;
y las no desarrolladas las cuales son volúmenes que se esperan recuperar, mediante inversiones en
la perforación de nuevos pozos en áreas no drenadas o, con la completación de pozos existentes.
Las reservas de hidrocarburos anualmente son reajustadas para considerar, entre otras cosas, los
volúmenes de petróleo y gas extraído, el gas inyectado, y los cambios de reservas provenientes de
descubrimientos de nuevos yacimientos y extensiones o revisiones de los existentes, todo lo cual
genera cambios en las reservas probadas de los yacimientos.
Durante el año 2008, la producción fue de 1.197 MMBls de petróleo, lo cual ha permitido alcanzar
una producción acumulada de petróleo desde el año 1914 hasta el 31 de diciembre de 2008 de
62.740 MMBls. La producción comercial de petróleo en Venezuela está concentrada en las cuencas
43
Maracaibo-Falcón (anteriormente denominada Occidental-Zulia) que se extiende a lo largo de los
estados Zulia y Falcón; Barinas-Apure (anteriormente denominada Meridional Central Barinas y
Apure) que se extiende a lo largo de los estados Barinas y Apure; la Oriental que se extiende a lo
largo de los estados Guárico, Anzoátegui, Monagas y Sucre; y la de Carúpano, incorporada desde
el año 2006 y que abarca los estados Sucre y Nueva Esparta, y las aguas territoriales ubicadas al
frente de las costas orientales venezolanas. La producción acumulada de petróleo desde el año
1914 hasta el 31 de diciembre de 2008, para la cuenca Maracaibo-Falcón es de 42.008 MMBls, en
la cuenca Barinas-Apure es de 1.360 MMBls; en la cuenca Oriental es de 19.372 MMBls; la cuenca
de Carúpano no tiene producción acumulada.
La siguiente tabla muestra las reservas probadas, probadas desarrolladas, la producción del año y
la relación de las reservas probadas con respecto a la producción de las cuencas geológicas del
país hasta el 31 de diciembre de 2008:
RESERVAS Y PRODUCCIÓN DE VENEZUELA
Cuenca Probadas(1)
Probadas Desarrolladas
(2)
2008Producción
Relación Reservas Probadas / Producción
(MBD) (años)
Maracaibo-Falcón 20.286 5.412 1.084 51Barinas-Apure 1.575 275 81 53Oriental 150.387 10.611 2.105 195Carúpano 75 - - - Total (4) 172.323 16.298 3.270 144
Extrapesado 131.611 5.669 819 439
Maracaibo-Falcón 5.937 1.165 163 100Barinas-Apure 56 29 8 19Oriental (6) 21.811 5.475 488 122Carúpano 2.543 - - -
Total Gas Natural en MMBpe 30.347 6.669 659 126
Total Hidrocarburos en MMBpe 202.670 22.967 3.929 141
Gas Natural en MMBpe (5)
Petróleo (3)
(MMBls al 31/12/2008)
(1) Desarrolladas y no desarrolladas.
(2) En el año 2008 las reservas probadas desarrolladas de gas fueron revisadas yacimiento por yacimiento, considerando el
comportamiento de producción de los pozos activos, el tipo de hidrocarburo (tomando en cuenta que 85% de las reservas
totales de gas están asociadas al petróleo y éste actualmente posee sólo 9% de desarrollo), y a la solicitud del MENPET de
incluir en los estudios sometidos el cálculo de estas reservas. En años anteriores las reservas remanentes desarrolladas se
basaba en una estimación de aproximadamente 70% de las reservas probadas totales, lo cual incluía pozos y yacimientos
inactivos.
(3) La producción fiscalizada de petróleo empleada para el balance de reservas excluye el condensado de planta de 8 MBD e
incluye ajustes provenientes de la producción de la empresa PETROLERA SINOVENSA, S.A. de los años 2006-2008 de 6
MBD.
(4) Las reservas probadas totales de petróleo fueron oficializadas por el MENPET según Gaceta Oficial N° 39.139 de fecha 16
de marzo de 2009.
(5) Producción neta de gas natural (producción bruta menos gas natural reinyectado). El factor de conversión es de 5,8
MPC/Bls.
(6) Incluye las reservas probadas de gas natural en la FPO, estimadas en 4.442 MMBpe al 31 de diciembre de 2008.
44
Al 31 de diciembre de 2008, el petróleo y el gas natural representaron 85% y 15%, respectivamente,
del total estimado de reservas probadas de petróleo y gas natural sobre una base equivalente de
petróleo.
La siguiente tabla muestra la ubicación, el volumen de producción, año del descubrimiento, reservas
probadas y la relación de las reservas probadas con respecto a la producción anual para cada uno
de los campos de petróleo más grandes de PDVSA, al 31 de diciembre de 2008:
RESERVAS PROBADAS Y PRODUCCIÓN DE LOS PRINCIPALES CAMPOS Para el año terminado el 31 de diciembre de 2008
Nombre del Campo Ubicación(Nombre del estado)
Producción2008
(MBD)
Año delDescubrimiento
ReservasProbadas(MMBls)
Relación de ReservasProbadas/Producción
(años)
Zuata Principal Anzoátegui 284 1.985 31.461 304Iguana Zuata Anzoátegui - 1.981 31.285 -Cerro Negro Monagas 118 1.979 22.578 524Cerro Negro Anzoátegui 137 1.979 19.006 380Zuata Norte Anzoátegui 31 1.981 9.331 838Huyapari Anzoátegui 159 1.979 5.340 92Tía Juana Lago Zulia 145 1.925 3.637 69Mamo Anzoátegui - 1.980 2.668 -Bare Anzoátegui 93 1.950 2.046 60Bloque VII: Ceuta Zulia 141 1.956 1.714 33Mulata Monagas 247 1.941 1.654 18Bachaquero Lago Zulia 97 1.930 1.640 46El Furrial Monagas 408 1.986 1.611 11Farante Anzoátegui - 1.980 1.588 -Kuripaco Anzoátegui - 1.980 1.488 -Boscán Zulia 103 1.946 1.411 37Urdaneta Oeste Lago Zulia 86 1.955 1.386 44Santa Bárbara Monagas 154 1.941 1.302 23Lagunillas Lago Zulia 76 1.925 1.269 46Tía Juana Tierra Zulia 29 1.925 1.194 113Melones Anzoátegui 37 1.955 1.099 82Lagunillas Tierra Zulia 53 1.925 1.033 53Jobo Monagas 24 1.939 1.031 118 Reservas de Petróleo Los niveles de las reservas probadas de petróleo, al cierre del año 2008, se ubicaron en 172.323
MMBls. La distribución de reservas por cuencas es la siguiente: 20.286 MMBls Maracaibo-Falcón;
1.575 MMBls Barinas-Apure; 150.387 MMBls Oriental y, 75 MMBls Carúpano. Para la FPO las
reservas ascienden a 133.426 MMBls de petróleo, de las cuales corresponden a crudo pesado
3.491 MMBls y a crudo extrapesado 129.935 MMBls. La FPO pertenece a la Cuenca Oriental de
Venezuela.
45
Durante el año 2008, se destaca la incorporación de 74.143 MMBls de reservas probadas, de los
cuales 11 MMBls fueron por descubrimientos; 116 MMBls por extensión y 74.016 MMBls por
revisiones, principalmente realizadas en la FPO, dentro del Proyecto Socialista Orinoco Magna
Reserva. En el año 2007, el incremento de las reservas fue de 13.198 MMBls, 8.504 MMBls en el
año 2006, 623 MMBls en el año 2005 y 4.601 MMBls en el año 2004.
En cuanto a la tasa de reemplazo de reservas de crudo, que indica los barriles incorporados por
cada barril producido, tenemos que en los años 2008, 2007, 2006, 2005 y 2004, fue de 6.194%,
1.154%, 713%, 52% y 104%, respectivamente. Estas variaciones son resultado, en algunos, casos
de las revisiones de las tasas esperadas de la recuperación de petróleo en sitio y del uso de
tecnología de recuperación secundaria en los yacimientos de petróleo. En el año 2008, el
incremento se debe principalmente al esfuerzo realizado en la incorporación de las reservas de la
FPO.
De acuerdo con los niveles de producción del año 2008, las reservas probadas de petróleo,
incluyendo las reservas de crudo pesado y extrapesado, tienen un tiempo de agotamiento de 144
años, aproximadamente, para lo cual se está ejecutando el Plan Siembra Petrolera 2007-2013, que
prevé el desarrollo de las reservas de una forma adecuada y sustentable. Este tiempo de
agotamiento se elevará a 262 años, cuando se concluya la certificación de reservas del Proyecto
Orinoco Magna Reserva el cual cuenta, hasta ahora, con un avance de 40% en la incorporación de
reservas de petróleo, es decir 94 MMMBls de los 235 MMMBls planificados para incorporarlas hasta
el año 2009.
Reservas de Gas Natural Se tienen reservas probadas de gas natural que ascienden a 176.015 MMMPCN (30.347 MMBpe) al
31 de diciembre de 2008, de los cuales 25.762 MMMPCN están asociados a la FPO. Esto es un
indicio más de que las arenas de la FPO no son bituminosas sino petrolíferas. Por otra parte, del
total de reservas probadas de gas natural tenemos que 24.039 MMMPCN están asociadas a crudo
extrapesado presente en las cuencas Oriental y Barinas-Apure. Las reservas de gas natural de
PDVSA son, en su mayoría, de gas asociado el cual se produce conjuntamente con el petróleo y
una alta proporción de estas reservas probadas son desarrolladas.
Durante el año 2008, se reinyectaron 1.128 MMMPCN con el fin de mantener la presión de algunos
yacimientos, lo que equivale a 45% del gas natural que se produjo.
Las reservas por cuenca se distribuyen de la siguiente manera: 5.937 MMBpe Maracaibo-Falcón, 56
MMBpe Barinas-Apure, 21.811 MMBpe Oriental y 2.543 MMBpe Carúpano. Durante el año 2008, se
incorporaron 1.119 MMBpe, de los cuales 6 MMBpe fueron por descubrimiento de nuevos
yacimientos, 11 MMBpe por extensión y, 1.102 MMBpe por revisión de yacimientos existentes.
46
La tabla siguiente muestra las reservas probadas de petróleo y de gas natural, que incluyen las
reservas remanentes totales probadas y, probadas desarrolladas:
RESERVAS PROBADAS DE VENEZUELA AL 31 DE DICIEMBRE DE 2008 Expresadas en millones de barriles (MMBls) a menos que se indique lo contrario
2008 2007 2006 2005 2004
RESERVAS PROBADASCondensado 1.788 1.826 1.870 1.833 1.867Liviano 9.867 9.981 9.735 9.747 9.830Mediano 11.333 11.939 12.345 12.456 12.487Pesado 17.724 17.458 17.391 17.533 17.708Extrapesado (1) 131.611 58.173 45.983 38.443 38.690Total petróleo 172.323 99.377 87.324 80.012 80.582
Relación de Reservas/Producción (Años) 144 87 73 67 69
Gas natural (MMMPCN) (2) 176.015 170.920 166.249 152.264 151.479Gas natural (MMBpe) 30.347 29.469 28.664 26.252 26.117
Total hidrocarburos en MMBpe 202.670 128.846 115.988 106.264 106.699
RESERVAS PROBADAS DESARROLLADASCondensado 346 381 407 321 387Liviano 2.221 2.404 2.760 2.359 2.772Mediano 3.431 3.747 4.812 5.026 5.471Pesado 4.631 5.024 5.333 5.406 4.569Extrapesado 5.669 3.981 6.308 3.826 4.076Total Petróleo 16.298 15.537 19.620 16.938 17.275
Gas natural (MMMPCN) 38.682 105.154 110.108 106.726 106.035Gas natural (MMBpe) 6.669 18.130 18.985 18.401 18.282
Total hidrocarburos en MMBpe 22.967 33.667 38.605 35.339 35.557
Porcentaje del total de reservas desarrolladas vs. total de reservas probadas Petróleo 9% 16% 22% 21% 21%Gas natural 22% 62% 66% 70% 70%
(1) Las reservas probadas de petróleo extrapesado situado en la FPO tienen un bajo grado de desarrollo y se sitúan, al cierre
de diciembre de 2008 en 129.935 MMBls, aproximadamente.
(2) Incluye 24.039 MMMPCN, 18.899 MMMPCN, 16.447 MMMPCN, 13.819 MMMPCN y 13.649 MMMPCN en cada uno de
los años 2008, 2007, 2006, 2005 y 2004 respectivamente, asociados a las reservas de crudo extrapesado. Según Gaceta
Oficial N° 38.913 del 18/04/2008, para el año 2007 las reservas probadas de gas oficializadas por el MENPET son de
170.867 MMMPCN.
Nuevos Descubrimientos de Hidrocarburos En el año 2008 resaltan, en la Cuenca Oriental de Venezuela, el descubrimiento de nuevas reservas
de hidrocarburos (tanto probadas como probables) en el pozo ORS101X de 3,6 MMBls de petróleo
47
y, de 25,6 MMMPCN de gas asociado; así como también el del pozo M-8 8 de 2,1 MMBls y 2,3
MMMPCN de gas.
En cuanto a la Cuenca Barinas-Apure, sobresale el descubrimiento realizado en el pozo BOR 6E, el
cual incorpora reservas probadas y probables por el orden de los 10 MMBls de petróleo y 2,3
MMMPCN de gas.
b. Exploración La actividad exploratoria durante el año 2008, estuvo enmarcada dentro de los lineamientos
estratégicos establecidos a través del desarrollo de producción en áreas tradicionales del Plan
Siembra Petrolera.
Los estudios exploratorios se concentraron en la ejecución de 27 proyectos, con la finalidad de
investigar un volumen de expectativas de 23.074 MMBls de crudo y 52.158 MMMPC de gas, a lo
largo del territorio nacional, en las regiones de oriente, occidente, centro sur y costa afuera; así
como la ejecución de estudios, a nivel internacional, en Bolivia, Ecuador, Cuba, Argentina, Mali,
Gambia y Vietnam; estos últimos como parte de los acuerdos suscritos entre el Estado y los países
indicados.
Al cierre del período, se finalizaron cuatro proyectos en la región de oriente: Triásico-Jurásico,
Pantano Oriental, Roblote y Las Piedritas. Como resultado de estos estudios se identificaron seis
nuevas oportunidades en el proyecto Triásico-Jurásico, con expectativas asociadas en el orden de
1.954 MMBls de crudo y 6.147 MMMPC de gas; así como 26 nuevas oportunidades en el proyecto
Pantano Oriental, con volúmenes de expectativas asociadas de 831 MMBls de crudo y 744 MMMPC
de gas. Igualmente, en el proyecto Roblote se identificaron tres nuevas oportunidades con unas
expectativas estimadas de 62 MMBls de crudo y 1.420 MMMPC de gas. En cuanto al proyecto Las
Piedritas se identificaron siete oportunidades adicionales con unas expectativas estimadas de 445
MMBls de crudo y 1.625 MMMPC de gas.
Durante el año 2008, se elaboró el Plan Exploratorio Costa Afuera 2008-2016, con la finalidad de
definir y jerarquizar las áreas de estudios y establecer plan de adquisición de datos a través de
sísmica y de pozos exploratorios, con un total de expectativas para investigar en el orden de 4.431
MMBls de crudo y, 51 MMMPC de gas. A partir de esta jerarquización, se iniciaron dos nuevos
proyectos: Barracuda Fase I y Blanquilla Este Fase I. Estos proyectos alcanzaron una ejecución
física de 100%, los cuales dieron como resultado lo siguiente: el proyecto Barracuda Fase I, originó
la propuesta sísmica para redefinir las oportunidades existentes en el área de estudio; y el proyecto
Blanquilla Este Fase I, incorporó como reservas posibles un total de 4,6 MMBls de condensado y
130 MMMPC de gas, las cuales fueron descubiertas por el pozo PMN-1X y estimadas
recientemente con nueva tecnología por este proyecto. Igualmente, el proyecto Blanquilla Este Fase
48
I, generó la propuesta de adquisición de 3.320 Km² de sísmica 3D en el área de Dragón Norte
(iniciada a finales del año 2008) la cual permitirá definir mejor las oportunidades al norte del área del
proyecto Mariscal Sucre. Adicionalmente, se dio inicio al Proyecto Caribe Central para definir e
incorporar nuevas oportunidades exploratorias en la fachada atlántica, además de reafirmar nuestra
soberanía sobre esta zona marítima.
En cuanto a la actividad operacional del año 2008, en geofísica se adquirieron 4.036 Km² de sísmica
3D de los cuales, 1.300 Km² son de sísmica 3D exploratoria, distribuidos en 422 Km² de sísmica
terrestre en el área centro sur correspondientes al Proyecto Barinas Oeste 05G-3D y 878 Km² de
sísmica marina costa afuera en el proyecto Dragón Norte 08G 3D. En actividades de producción, se
realizó la grabación de 193 Km² de sísmica 3D para el proyecto Guara Este y 2.543 Km² de sísmica
3D marina en el proyecto Mariscal Sucre. Adicionalmente, se grabaron 523 km lineales en el
proyecto Boyacá para Magna Reserva. Por otro lado, durante noviembre de 2008 se dio inicio a las
operaciones de campo asociadas al levantamiento de datos sísmicos Oro Negro 07G-3D, en la
Costa Oriental del Lago de Maracaibo.
En lo referente a la actividad de perforación exploratoria, se trabajaron cinco pozos: tres
correspondientes al área del oriente del país (ORS-101X, PAG-9X y J-496X), uno en el área de
occidente (FRA-2) y uno en el área de centro sur (SAB-1X). De los cinco pozos trabajados, dos se
encuentran en progreso: J-496X y SAB-1X, uno en evaluación PAG-9X, y dos están completados:
ORS-101X y FRA-2. El pozo FRA-2 tiene probado petróleo mediano de 22° API a nivel de la
formación Misoa, con un volumen total de reservas, entre probadas y probables, de 168,3 MMBls de
crudo y 25,2 MMMPC de gas y, el pozo ORS-101X tiene reservas probadas en el orden de 3,6
MMBls de crudo y 25,6 MMMPC de gas.
ACTIVIDAD DE PERFORACIÓN Número de Pozos
2008 2007 2006 2005 2004
Pozos Exploratorios Pozos completados 2 5 4 5 1 Pozos suspendidos - 1 1 - - Pozos bajo evaluación 1 - 5 2 1 Pozos en progreso 2 3 2 8 2 Pozos secos o abandonados - 2 7 1 1
Total Pozos Exploratorios 5 11 19 16 5
Pozos de Arrastre 3 8 10 6 1
Pozos de Desarrollo Perforados (1) 604 566 543 379 313
ACTIVIDAD DE PERFORACIÓN
(1) Pozos en progreso, incluye los iniciados en años anteriores. Se encuentran discriminados de la siguiente manera para el
año 2008: 553 pozos de PDVSA Petróleo y 51 pozos de PDVSA Gas; esto no incluye 99 pozos de Empresas Mixtas Liviano-
Mediano y 371 pozos de empresas mixtas de la FPO, para un total de 1.074 pozos.
49
c. Producción El potencial de producción de crudo a nivel Nación al cierre del año 2008, alcanzó un total de 3.804
MBD, de los cuales 2.780 MBD corresponden a gestión directa (1.224 MBD en oriente, 99 MBD en
centro sur, 1.029 MBD en occidente y, 428 MBD en la FPO), 447 MBD corresponden a empresas
mixtas liviano-mediano y 577 MBD a las empresas mixtas de la FPO.
En el año 2008, la producción fiscalizada total del petróleo en Venezuela se ubicó en 3.260 MBD,
que incluye 3.235 MBD de la producción propia de PDVSA y 25 MBD de la participación de terceros
en las asociaciones de la FPO.
PRODUCCIÓN FISCALIZADA DE PETRÓLEO CRUDO A NIVEL NACIONAL
Para los años terminados al 31 de diciembre, en miles de barriles por día
(1) Según lo establecido en el Comité de Volumetría de PDVSA, en el año 2008 se creó una nueva estructura para el reporte
de la producción de crudo bajo el siguiente esquema: Gestión Directa, Empresas Mixtas Liviano-Mediano y Empresas
Mixtas de la FPO.
(2) Incluye petróleo crudo condensado de planta por 8 MBD en el año 2008.
(3) A partir del 1° de abril de 2006, se produjo la migración de los convenios operativos al esquema de empresas mixtas.
(4) En la Gaceta Oficial Nº 38.801, del 1° de noviembre de 2007, la Asamblea Nacional aprobó la creación de las empresas
mixtas de la FPO: Petropiar, S.A. inició operaciones el 18 de enero de 2008, Petrocedeño, S.A. el 9 de febrero de 2008 y,
Petromonagas, S.A. el 6 de marzo de 2008, luego de la publicación de los Decretos de Transferencia Nros. 38.846,
38.847 y, 38.884, respectivamente.
(5) Producción de crudo extrapesado menor a 8° API orientada a producción de Orimulsión® dejó de producirse en el año
2007.
La producción propia promedio de petróleo atribuible a PDVSA en el año 2008 fue de 3.235 MBD,
que incluye en gestión directa 2.382 MBD (1.076 MBD en oriente, 854 MBD en occidente, 81 MBD
en centro sur y 371 MBD de la FPO), Empresas Mixtas Liviano-Mediano 378 MBD, y Empresas
Gestión directa (2) 2.382 2.292 2.315 2.109 2.066
Empresas mixtas liviano - mediano (3) 378 316 241 - -
Empresas mixtas de la FPO (4) 446 - - - -
Crudo extrapesado (menos de 8 grados API) (5) - 29 15 61 38
Participación de PDVSA en las asociaciones de la FPO (4) 29 267 219 234 210
Convenios operativos (3) - - 116 497 518
Convenios de exploración a riesgo - - 1 5 1
Total producción propia de PDVSA 3.235 2.904 2.907 2.906 2.833
Participación de terceros en las asociaciones de la FPO 25 246 343 368 315
Producción Nación 3.260 3.150 3.250 3.274 3.148
PRODUCCIÓN DE PETROLEO CRUDO (1) 20042008 2007 2006 2005
50
Mixtas y participación de PDVSA en la FPO de 475 MBD. Durante el año 2008, el costo promedio
de producción de petróleo fue aproximadamente de 7,10 $/Bpe.
En promedio, al cierre de diciembre de 2008, la producción del gas natural fue de 6.904 MMPCD (o
1.190 MMBpe), de la cual 3.081 MMPCD, fueron reinyectados con el fin de mantener la presión de
los yacimientos. La producción neta del gas natural fue de 3.823 MMPCD.
La tabla siguiente resume la producción diaria de petróleo y de gas natural de PDVSA, por tipo,
cuenca, precio de venta y, el costo de producción promedio, para el período especificado:
PRODUCCIÓN DE PDVSA, PRECIO DE VENTA Y COSTO DE PRODUCCIÓN PROMEDIO En el año terminado al 31 de diciembre de (en miles de barriles por día, a menos que se indique lo
contrario)
(1) Incluye Petrozuata y crudo de 8° API.
(2) Incluye ventas a las filiales y a las afiliadas.
(3) El costo de producción por barril (para el petróleo, el gas natural y el líquido del gas natural), es calculado dividiendo la
suma de costos directos e indirectos de producción (excluye la depreciación y el agotamiento), por los volúmenes totales
de la producción de petróleo, de gas natural y el líquido del gas natural.
Condensado 141 133 125 18 25Liviano 579 589 642 776 767Mediano 911 911 1.020 999 1.001Pesado + Extrapesado (1) 1.604 1.271 1.120 1.113 1.040Total Petróleo 3.235 2.904 2.907 2.906 2.833Líquidos del Gas Natural 162 172 177 165 166Total Petróleo y LGN 3.397 3.076 3.084 3.071 2.999
Gas Natural (MMPCD)Producción Bruta 6.904 6.958 7.072 7.008 6.566Menos: reinyectado 3.081 2.903 3.019 2.920 2.747Gas natural neto (MMPCD) 3.823 4.055 4.053 4.088 3.819Gas natural neto (MBDPE) 659 699 699 705 658
Producción de Petróleo de PDVSA por CuencaMaracaibo-Falcón 1.084 1.130 1.180 1.187 1.238Barinas-Apure 81 82 87 88 85Oriental 2.070 1.692 1.640 1.631 1.510Total Petróleo 3.235 2.904 2.907 2.906 2.833
Producción de Gas Natural por Cuenca (MMPCD)Maracaibo-Falcón 945 1.067 1.123 1.255 1.187Barinas-Apure 46 59 28 17 4Oriental 5.913 5.832 5.921 5.736 5.375Total Gas 6.904 6.958 7.072 7.008 6.566
Precio Cesta Exportación ($/Bl) (2) 86,49 64,74 55,21 45,32 32,22Precio de venta del gas natural ($/MPC) 1,63 1,21 1,13 0,84 0,74
Costos de Producción ($/Bpe) (3)Incluye los Ex Convenios Operativos-Empresas Mixtas 7,10 4,93 4,34 3,93 3,77Excluye los Ex Convenios Operativos-Empresas Mixtas 5,70 4,88 4,01 3,13 3,29
2008 2007 2006Producción de Petróleo 2005 2004
51
Es importante destacar que, durante el año 2008 se concluyó la conformación de las diversas
empresas mixtas que dieron continuidad y/o iniciaron operaciones en campos maduros, campos
Costa Afuera y campos de la FPO. Igualmente, dentro de la gestión propia, se realizaron
importantes cambios con la consolidación de la División Costa Afuera y la creación de la División
FPO. Estas nuevas divisiones asumieron retos operacionales que permitieron consolidar las
operaciones de PDVSA durante el año 2008.
PDVSA, por primera vez en la historia de la industria petrolera venezolana, inicia operaciones de
perforación de producción de gas en aguas territoriales venezolanas, con personal y recursos
propios. Para realizarlo se contrató el barco taladro Neptune Discoverer por un período aproximado
de cuatro años con la empresa Neptune Marine & Drilling Pte Ltd. Esta embarcación, de origen
noruego, ayudará en la explotación del potencial gasífero venezolano para producir,
aproximadamente, 600 MMPCD de gas en la primera etapa.
La embarcación llegó a Venezuela, luego de estar en Trinidad y Tobago para el acondicionamiento
que garantizará las políticas nacionales de seguridad y preservación del medio ambiente. Inició
operaciones de perforación el 16 de junio de 2008, en el Campo Dragón del Proyecto Mariscal
Sucre de la División Costa Afuera. En la actualidad, se continúa con las operaciones del pozo
DPSSD4A en el campo Dragón, llegando a la fase productora, hoyo de 8½ pulgadas realizándose
tomas de núcleo exitosas entre 7.780 y 7.798 pies.
Asimismo, para desarrollar las operaciones se cuenta con una base marina temporal en Muelle
Seco, estado Anzoátegui. Posteriormente, la sede definitiva estará ubicada en Carúpano, estado
Sucre, para la recepción, almacenamiento y envío de materiales de perforación.
El gas producto de las perforaciones iniciadas, en una primera etapa, estará dirigido a satisfacer los
requerimientos del mercado interno venezolano. Posteriormente, se completarán los volúmenes de
gas necesarios para que Venezuela, a partir del año 2016, tenga las posibilidades ciertas de
convertirse en un exportador de gas mediante la tecnología de gas natural licuado.
Acuerdos en Materia de Orimulsión® En abril de 2001, se firmó un acuerdo de cooperación en materia de Orimulsión® entre Bitúmenes
Orinoco, S.A. (BITOR) y China National Oil and Gas Exploration and Development Corporation
(CNODC), filial de China National Petroleum Corporation (CNPC), el cual tenía como objetivo
realizar una serie de pre-inversiones necesarias para determinar, de manera definitiva, la viabilidad
del proyecto. El 13 de diciembre de 2001, la Asamblea Nacional de Venezuela autorizó a BITOR
para constituir con CNODC una entidad denominada Orifuels Sinoven, S.A. (SINOVENSA).
52
Dentro del marco de la política de “Plena Soberanía Petrolera” y con la finalidad de optimizar el valor
del recurso natural y de utilizar el crudo extrapesado para mezclas, durante el primer trimestre del
año 2006 la Corporación cesó la producción de Orimulsión® en su módulo ubicado en Morichal
(estado Monagas), e inició un proceso de negociación de los acuerdos de suministro de Orimulsión®
existentes. Como parte de la negociación, algunos clientes han acordado recibir fuel oil en lugar de
Orimulsión® y otros han acordado la terminación de sus contratos de suministro.
En fecha 22 de septiembre de 2006, el MENPET determinó que la producción de Orimulsión® no
constituye un uso adecuado de las reservas de petróleo crudo extrapesado; por tal motivo anunció
la cesación definitiva de esta producción al 31 de diciembre de 2006.
Durante el año 2007, entre BITOR, CNPC Exploration and Development Company Limited,
Petrochina Fuel Oil Company Limited (PETROCHINA) y SINOVENSA acordaron: (a) formar una
nueva empresa mixta denominada Petrolera Sinovensa, S.A., que se dedicará a la producción de
petróleo crudo pesado y/o extrapesado, en la cual BITOR (o una de sus afiliadas o CVP),
participaría accionariamente en 60%; (b) transferir todos los activos que eran propiedad de
Sinovensa (salvo cuentas por cobrar, efectivo, y equivalentes de efectivo y créditos fiscales) a la
nueva empresa mixta Petrolera Sinovensa, S.A.; (c) para finiquitar los reclamos derivados de la
terminación del Contrato de Suministro de Orimulsión®, una vez se constituya la nueva empresa
mixta y se le otorgue el derecho a ejercer actividades primarias, BITOR pagaría a PETROCHINA, la
suma de 300 millones de dólares, más intereses sobre el saldo no pagado, considerando como
fecha de referencia el 1º de mayo de 2007, a la tasa LIBOR más un punto porcentual (LIBOR + 1%);
(d) si a finales de enero de 2008, la nueva empresa mixta, no ha iniciado sus operaciones o no se le
ha permitido operar cualquiera de las partes podrá, a su elección, optar por terminar el acuerdo.
Con fecha 1° de febrero de 2008, se publicó el decreto de transferencia en la Gaceta Oficial
N°38.863, con lo cual se completó el proceso de constitución de Petrolera Sinovensa, S.A. para
efectuar actividades de exploración y producción en el área de Carabobo (ubicada en la FPO en el
estado Monagas), constituida por CVP y CNPC Venezuela B.V. con una participación accionaria de
60% y 40%, respectivamente.
Posterior al 1° de febrero de 2008 y según los términos del acuerdo antes mencionado, BITOR
reconoció 300 millones de dólares por la terminación del Contrato de Suministro de Orimulsión®, los
cuales fueron pagados totalmente durante el año 2008 mediante descuentos sobre los montos que
PDVSA Petróleo le facturó a PETROCHINA por concepto de ventas de hidrocarburos, quedando
pendiente al 31 de diciembre de 2008, los intereses generados por 22 millones de dólares incluidos
en las acumulaciones y otros pasivos.
53
d. Asociaciones con Terceros En el año 2003, MENPET decide la reactivación de la CVP, con la finalidad de lograr una apropiada
vinculación del petróleo con la economía nacional en función del bienestar colectivo. De esta
manera se definió como una filial de propósitos especiales que tendría, bajo su responsabilidad, la
administración y control de todos los negocios con terceros.
En este sentido, el propósito fundamental de la reactivación de CVP fue centralizar el manejo de los
Convenios Operativos de la I, II, y III Ronda y tomar acciones dirigidas a restaurar la competencia
de regulación y fiscalización de la producción de hidrocarburos, claramente atribuidos en la Ley de
Hidrocarburos al MENPET; posteriormente, los Convenios de Exploración a Riesgo y Ganancias
Compartidas, y los Convenios de Asociación de la FPO.
En el año 2007, culmina el proceso de constitución de las nuevas empresas mixtas, creadas dentro
del marco de nacionalización de la FPO, conforme a lo establecido en el Decreto con Rango, Valor y
Fuerza de Ley de Migración a Empresas Mixtas de los Convenios de Asociación de la Faja
Petrolífera del Orinoco N° 5.200, de fecha 26 de febrero de 2007, lo cual ha significado un paso
histórico en la reafirmación de la Soberanía Nacional en materia petrolera.
El objetivo social es desarrollar actividades primarias de exploración en busca de yacimientos de
hidrocarburos, su extracción en estado natural, recolección, transporte y, almacenamiento inicial.
Las 21 Empresas Mixtas Liviano-Mediano que sustituyeron a los convenios operativos, más la
incorporación de cuatro nuevas empresas a este grupo (Petrosucre, S.A., Petrolera
Bielovenezolana, S.A., Petrolera Indovenezolana, S.A. y, Petrozumano, S.A.) y las empresas mixtas
de la FPO (Petromonagas, S.A., Petrocedeño, S.A., Petropiar, S.A. y Petrolera Sinovensa, S.A.)
alcanzan una producción de crudo de 878 MBD, de los cuales 378 MBD corresponden a las
Empresas Mixtas Liviano-Mediano y 500 MBD a las empresas mixtas de la FPO. De esta manera,
PDVSA demuestra su disposición a seguir trabajando con la inversión privada nacional e
internacional, manteniendo la Soberanía Nacional y el control accionario por parte del Estado, como
lo establece la Ley Orgánica de Hidrocarburos.
Migración de los Convenios Operativos a Empresas Mixtas Durante el año 2005, el MENPET realizó estudios de carácter jurídico y técnico sobre la situación de
los 32 convenios operativos existentes, concluyendo que estos convenios contenían, entre otros
elementos, cláusulas de honorarios basadas en el volumen y precio de los hidrocarburos producidos
en las áreas, lo cual contravenía la naturaleza de un simple contrato de servicios y resultaba
incoherente con la vigente Ley Orgánica de Hidrocarburos.
54
En el marco de la política de Plena Soberanía Petrolera, el 12 de abril de 2005, el MENPET emitió
instrucciones a la Junta Directiva de PDVSA para que se corrigieran las omisiones o fallas de todos
y cada uno de los convenios operativos en materia de hidrocarburos, y se evaluara los mecanismos
legales para extinguir dichos convenios en un período no mayor a un año. En el último trimestre del
año 2005, todas las empresas operadoras de estos convenios suscribieron los denominados
convenios transitorios, con el objetivo de revisar los acuerdos originales y conformar las nuevas
empresas mixtas.
El 31 de marzo de 2006, la Asamblea Nacional aprobó y publicó en Gaceta Oficial N° 38.410 los
términos y condiciones para la creación y funcionamiento de las empresas mixtas; así como también
el modelo de contrato para la conversión a empresa mixta que se suscribirá con las entidades
privadas que lo decidieran, según la Gaceta Oficial N° 38.430. En esa misma fecha, se firmaron con
las operadoras los respectivos memorandos de entendimientos para la migración de los convenios
operativos a empresas mixtas, excepto las operadoras de los convenios operativos que,
voluntariamente, se abstuvieron de suscribir estos memorandos.
El mencionado contrato para la conversión a empresa mixta, planteó la extinción automática de los
convenios operativos a partir del 31 de marzo de 2006, sin que las empresas operadoras tuvieran
derecho a recibir compensación alguna, salvo los pagos correspondientes al primer trimestre del
año 2006; ni que tuviesen derecho a efectuar reclamación alguna como consecuencia de la referida
extinción. Adicionalmente se acordó que los activos operados a esa fecha por estos convenios
operativos fueran puestos de inmediato a disposición de las empresas mixtas para el desarrollo de
sus actividades, transfiriéndose posteriormente su propiedad.
Antecedentes de los Convenios Operativos Durante la última década del siglo pasado, se inició el proceso denominado Apertura Petrolera, cuyo
propósito era permitir la participación de transnacionales privadas en las actividades petroleras
dentro del país, en perjuicio de los intereses nacionales. En este sentido, fueron firmadas por
PDVSA en los años 1992, 1993 y 1997, la primera, segunda y tercera ronda de los convenios
operativos, respectivamente. Estos convenios operativos tenían el propósito de reactivar y operar 32
campos petroleros por un lapso máximo de 20 años.
Según las condiciones que regulaban los convenios operativos, PDVSA debía pagar honorarios de
operación y de capital, intereses de capital e incentivos de producción, a los operadores de esos
convenios lo cual los hacía sumamente onerosos.
Debido a sus altos costos, este esquema de negocios perjudicó a PDVSA, porque se planteó y
ejecutó en forma abiertamente favorable a las operadoras. En algunos casos, los montos pagados a
las operadoras eran muy superiores a los costos invertidos para producir, generándose ganancias
55
importantes para los socios privados, en su mayoría empresas transnacionales. En algunos
convenios, las ganancias obtenidas por las operadoras superaban los ingresos obtenidos por
PDVSA por la venta del crudo, algo totalmente desproporcionado, en perjuicio de PDVSA y del
Estado.
Por otra parte, los contratos contenían cláusulas que podían ser explicadas según los intereses de
quienes los manejaran, de esta manera quedaban puertas abiertas para diferentes interpretaciones,
sobre todo en relación con la recuperación de las partidas de gastos de las operadoras las cuales
resultaban, en muchos de los casos, reconocidas sin suficiente justificación, ni razonabilidad de los
costos.
Dentro de las debilidades contenidas en el manejo de los pagos a convenios operativos se
encontraban los siguientes aspectos:
• Los convenios operativos, tal como fueron concebidos, no resultaban ser un buen negocio para
la Nación. En los contratos de 1ra. y 2da. Ronda, no se estipuló el pago de regalías, por lo tanto,
las operadoras se vieron exoneradas de este pago al Fisco. Por otra parte, las empresas
evadieron el pago del ISLR, aduciendo que el capital no recuperado significaba un gasto que
podía ser deducido, para determinar el cálculo de dicho impuesto.
• La mayor parte del riesgo lo asumía PDVSA. Tomando en cuenta, que los contratos fueron
firmados bajo tarifas y fórmulas de precios que involucraban crudos marcadores internacionales
los cuales, en muchos de los casos, superaban el precio de venta de PDVSA, cualquier baja en
los índices de precios nacionales estaba en desventaja sobre los precios resultantes de las
fórmulas aplicadas en los convenios. Por otra parte, los contratos no contemplaban ningún tipo
de recortes de producción, en el caso de los de 1ra. y 2da. Ronda, ni los previstos por la OPEP; en
tal sentido, estas empresas no estaban obligadas a cumplir con lineamientos de recortes, por
consiguiente, debía pagárseles toda la producción previamente comprometida. Asimismo,
PDVSA debía pagar la regalía en los contratos de 1ra. y 2da. Ronda, de manera tal que la
operadora no aportaba nada al Estado, a pesar de los grandes ingresos percibidos por la
explotación de los campos. Estos contratos no estaban sujetos a las leyes venezolanas referidas
a las contrataciones de obras, por consiguiente éstas no estaban sujetas a la Ley de
Licitaciones, lo que permitía que las contrataciones se realizaran con empresas relacionadas o
socias de las operadoras, con lo cual los pagos reconocidos a éstas por los servicios, obras y
bienes adquiridos, retornaban nuevamente a su capital.
• Los criterios de gastos e inversiones utilizados en 1ra. y 2da. Ronda no eran compatibles con los
sistemas contables de PDVSA. Si bien en PDVSA existe una clasificación de costos para
inversiones y otra para gastos, dentro de estos contratos ciertos elementos eran considerados
como capital, aunque para PDVSA eran catalogados como gastos. Esto permitía que la
56
operadora recuperara tanto por la vía de los costos de operación como por la vía del capital,
conceptos referidos a gastos de operación.
Proceso de Migración a Empresas Mixtas En función de las instrucciones emanadas por el MENPET, con la finalidad de dar cumplimiento a lo
establecido en la Ley Orgánica de Hidrocarburos, según la cual PDVSA debe tener mayoría
accionaria en los negocios petroleros con terceros, nacieron las empresas mixtas las cuales tienen
como función principal la exploración, explotación y desarrollo de los campos migrados de los
convenios operativos; por lo tanto dicha producción sería vendida a PDVSA, cuya remuneración se
realizaría a través de una fórmula por tipos de crudos marcadores internacionales.
De las ganancias obtenidas producto de dichas ventas, las empresas mixtas emiten sus resultados
anualmente, de manera tal que las ganancias son distribuidas entre los socios, obteniendo PDVSA
un porcentaje de mayoría accionaria promedio de 61,85%.
Según los términos y condiciones para la creación de las empresas mixtas, aprobados por la
Asamblea Nacional, éstas empresas operaron en un período de transición, comprendido entre el 1°
de abril de 2006 y la fecha en que fueron formalmente constituidas; por consiguiente, los términos
contractuales fueron aplicados en forma retroactiva desde el 1° de abril de 2006. Actualmente se
han constituido, legalmente, las siguientes 21 empresas mixtas las cuales habían obtenido los
respectivos derechos oficiales para desarrollar las actividades primarias, según lo establece la Ley
Orgánica de Hidrocarburos:
57
PARTICIPACIÓN DE PDVSA EN LAS EMPRESAS MIXTAS
Campos Empresa Mixta Fecha de Constitución
Fecha Decreto de Transferencia
(%) Participación
PDVSA
(%) Participación
Socio
Accionista Minoritario País
Mene Grande Quiriquire
CaracolesIntercampo N.
Falcón EsteFalcón Oeste
AmbrosioPedernales
Cabimas Petrocabimas, S.A. 02/10/2006 24/11/2006 60,00 40,00 SEPCA (5) Venezuela
Kaki Petrolera Kaki, S.A. 28/11/2006 29/01/2007 60,00 40,00 INEMAKA (6) Venezuela
Casma-Anaco Petrocuragua, S.A.
Colón Baripetrol, S.A. 09/08/2006 29/09/2006 60,00 40,00 Tecpetrol (8) Argentina
Onado Petronado, S.A. 15/09/2006 24/11/2006 60,00 40,00 CGC (9) Argentina
Oritupano-Leona Petroritupano, S.A. 04/09/2006 29/09/2006 60,00 40,00 PETROBRAS (10) Brasil
La Concepción Petrowayu, S.A. 04/09/2006 29/09/2006 60,00 40,00 PETROBRAS Brasil
Acema Petroven-Bras, S.A. 04/09/2006 29/09/2006 60,00 40,00 PETROBRAS Brasil
Mata Petrokariña, S.A. 31/08/2006 24/11/2006 60,00 40,00 PETROBRAS Brasil
Boscán Petroboscán, S.A. 11/08/2006 29/09/2006 60,00 40,00 Chevron (11) EE.UU.
LL-652 Petroindependiente, S.A. 11/08/2006 29/09/2006 74,80 25,20 Chevron (12) EE.UU.
Monagas Sur Petrodelta, S.A. 03/10/2007 23/10/2007 60,00 40,00 Harvest V. (13) EE.UU.
Guárico Oriental Petroguárico, S.A. 25/10/2006 24/11/2006 60,00 40,00 Teikoku (14) Japón
DZO Petroperijá, S.A. 21/09/2006 24/11/2006 60,00 40,00 BP (15) Reino Unido
Boquerón Boquerón, S.A. 11/10/2006 24/11/2006 60,00 40,00 BP Reino Unido
B-2X 70/80 Lagopetrol, S.A. 05/12/2007 11/01/2007 69,00 31,00 Hocol (16) Francia
Urdaneta Oeste Petroregional del Lago, S.A 10/08/2006 29/09/2006 60,00 40,00 Shell (17) Reino Unido
PROMEDIO DE PARTICIPACIÓN 61,85 38,15
Petroquiriquire, S.A.
Venezuela18/10/2006 24/11/2006 60,00 40,00 OPEN (7)
Francia
China
PERENCO (4)
Venezuela
REPSOL (1) España29/09/2006
40,00 VGO (3)
CNPC (2)
24/11/2006
21/08/2006 60,00 40,00
25,00
40,00
75,00
60,00
60,0029/09/2006
Petrolera Sino-Venezolana, S.A.
Petrocumarebo, S.A.
Petrowarao, S.A. 09/08/2006
28/11/2006 29/01/2007
24/10/2006
(1) REPSOL: Refinería de Petróleos de Escombreras Oil - YPF S.A. (2) CNPC: China National Petroleum Corporation a través de su subsidiaria CNPC Venezuela B.V. (3) VGO: Vinccler a través de su subsidiaria Vinccler Oil and Gas, C.A. (4) PERENCO: Perenco Venezuela Petróleos y Gas ETVE, S.L. (5) SEPCA: Suelopetrol Exploration & Production, C.A. (6) INELECTRA S.A.C.A.: a través de su filial INEMAKA Exploration & Prodution Company Ltd. (7) OPEN: Operaciones de Producción y Exploraciones Nacionales, S.A. (8) Tecpetrol: Tecpetrol de Venezuela S.A. (9) CGC: Compañía General de Combustibles S.A. (10) PETROBRAS: Petróleo Brasileiro S.A.-Petrobrás. (11) Chevron: a través de su subsidiaria Chevron Boscan B.V. (12) Chevron: Chevron Lago Maracaibo B.V. (13) Harvest Vinccler C.A. (14) Teikoku: Teikoku Oil Co., Ltd. a través de su subsidiaria Teikoku Oil & Gas Venezuela, S.A. (15) BP: British Petroleum Venezuela Holding Limited (BP). (16) Hocol Venezuela B.V. filial de Maurel et Prom. (17) Shell: Shell Exploration and Production Investments B.V.
En esta nueva opción del negocio petrolero, PDVSA participa con socios privados nacionales o
internacionales con la mayoría accionaria; por consiguiente la Junta Directiva, las Gerencias
Operacionales y Administrativas son controladas, en la mayoría de las empresas, por PDVSA. El
número de miembros que conforman las Juntas Directivas es de cinco, de los cuales dos son
directores de PDVSA, dos son directores en representación del socio B y, el Presidente es personal
de PDVSA. Estos trabajadores que ocupan puestos gerenciales y administrativos son sujetos a
evaluación y aprobación por parte de CVP; por lo tanto, todo lo concerniente a elaboración de
presupuesto, aprobación de desembolsos, inversiones, costos, entre otros, son controlados y
aprobados por PDVSA. En cuanto a la comercialización, ésta es totalmente planificada y controlada
por PDVSA.
58
La duración de las empresas mixtas va de acuerdo con lo establecido en el Decreto de
Transferencia; en tal sentido, éstas podrán desarrollar actividades primarias durante un período de
20 años, contados a partir de la fecha de publicación, en Gaceta Oficial, de dicho decreto. Al
finalizar este lapso, de no haber una prórroga, todos los activos pasarán a ser propiedad del Estado.
Comparación de los resultados de los Convenios Operativos vs. Empresas Mixtas
VsConvenios Operativos Empresas Mixtas
◄ Ilegales, nunca fueron aprobados por el CongresoNacional.
◄ Fueron analizados y discutidos en la AsambleaNacional, Institución que les dió el visto bueno antes deentrar en vigencia.
◄Violaron el Artículo 1 de la Ley de Nacionalización. ◄ Se fundamentan en el Artículo 12 de la Constitución dela República Bolivariana de Venezuela y en el Artículo 22de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, que establecen lapropiedad del Estado sobre los yacimientos dehidrocarburos, y permiten la participación de terceros enEmpresas Mixtas, en las que el Estado mantenga unaparticipación mayor a 50%.
◄Respondieron 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 pública,maximizando la ganancia para el Estado, el Fisco y elpueblo venezolano.
◄ Negaron el derecho soberano de regular la tasa de explotación del recurso natural, agotable y no renovable: la regalía.
◄ Garantizan el derecho soberano a la remuneración porla explotación del recurso natural no renovable: una regalíajusta.
◄ Obligaron a que cualquier diferencia contractualdebía resolverse en tribunales de Nueva York,Estados Unidos; por consiguiente, vulneraron laSoberanía Nacional.
◄ Se establece la autoridad de los tribunales nacionales.
◄ Registraron altos costos operativos indexados a losprecios del barril petrolero.
◄ Reducción de gastos y aumento de la regalía y losimpuestos.
◄ No estaban alineados con los planes de desarrollonacional.
◄ Están alineadas con el Plan Siembra Petrolera.
◄ Significaron la privatización de 500 mil barrilesdiarios de petróleo.
◄ Rescatan la Plena Soberanía Petrolera.
◄En los Convenios de 1ra. y 2da. Ronda no secontemplaban recortes de producción, ni siquiera porlineamientos de la OPEP.
◄La producción está sujeta a políticas corporativas y a loslineamientos del MENPET.
Disminución en los Costos Reales de PDVSA durante los años 2008, 2007 y 2006 De haberse mantenido el esquema de Convenios Operativos, considerando los altos precios de
venta del crudo durante los años 2008, 2007 y, 2006, los pagos que se hubieran requerido
alcanzarían a 11.949 millones de dólares. No obstante, durante ese mismo período, los costos y
gastos de las Empresas Mixtas, incluyendo la participación de los accionistas minoritarios en sus
ganancias netas, totalizaron 8.599 millones de dólares. Producto de la decisión de migrar los
convenios operativos a empresas mixtas, se generó un ahorro de gastos a PDVSA, por 4.561
millones de dólares.
59
Participación de las Empresas Mixtas en el Desarrollo Social Un aspecto que diferencia a las empresas mixtas de los convenios operativos, es la política de
inversión social hacia las comunidades ubicadas en las áreas de influencia de los campos
petroleros.
En este aspecto es importante resaltar que, las empresas mixtas tienen dentro de sus
responsabilidades apalancar los Núcleos de Desarrollo Endógeno (NUDE) en las áreas cercanas a
sus campos petroleros; así como también apoyar todos los programas sociales a través de los
cuales el Ejecutivo Nacional se propone elevar el nivel de vida de la población en educación, salud,
vialidad y servicios en general, e incorporarla a una estrategia nacional de desarrollo sustentable, en
total alineación con PDVSA y sus filiales. Ahora PDVSA y las empresas mixtas que sustituyen los
viejos convenios operativos, trabajan en sinergia con el MENPET, el Ministerio del Poder Popular
para la Salud, el Ministerio del Poder Popular para la Agricultura y Tierras, el Ministerio del Poder
Popular para las Comunas, las comunidades, las alcaldías y las gobernaciones conformando una
clara estrategia para el desarrollo social.
El aporte real al Desarrollo Social de las Empresas Mixtas (1,11% de los ingresos brutos) alcanzó
111 millones de dólares apoyando fundamentalmente los sectores de educación, salud,
infraestructura y servicios, agroproducción, misiones y fortalecimiento del poder comunal mediante
el apoyo a la constitución de los consejos y los bancos comunales.
Durante los años 2003, 2004 y 2005 los antiguos convenios operativos efectuaron aportes para el
desarrollo social por 6 millones de dólares, 11 millones de dólares y 12 millones de dólares,
respectivamente, para un total de 29 millones de dólares en ese período de tres años.
El aporte para desarrollo social de la Empresas Mixtas, desde el año 2006 hasta el cierre de
diciembre de 2008 alcanzó la cifra de 239 millones de dólares.
En resumen, con la migración de los Convenios Operativos a Empresas Mixtas, en el marco de la
política de Plena Soberanía Petrolera, PDVSA ha recuperado el control sobre esas operaciones, ha
disminuido sus gastos, y el Estado ha aumentado la recaudación fiscal y ha beneficiado a las
comunidades, a través de la ejecución de programas de desarrollo social.
Gestión para la Migración de las Asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco y los Convenios de Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas a Empresas Mixtas Entre los años 1993 y 1999, dentro del proceso de Apertura Petrolera, el Congreso Nacional (ahora
Asamblea Nacional) aprobó varios convenios de asociación para la explotación, mejoramiento y
comercialización de crudos extrapesados en la FPO. El objetivo de estas asociaciones era ejecutar
las actividades verticalmente integradas necesarias para la explotación, desarrollo, producción,
60
mezcla y transporte de crudo extrapesado, proveniente de las áreas de Junín (antes Zuata),
Carabobo (antes Cerro Negro) y Ayacucho (antes Hamaca) de la FPO y, luego de su proceso por
las plantas de mejoramiento, producir crudos mejorados que se comercializan en el mercado
internacional.
En este sentido, las exploraciones en áreas petroleras del país estaban a cargo de consorcios
extranjeros (Mobil Venezolana de Petróleo Inc., E.I. Du Pont De Nemours & Co., Enron Oil & Gas
Venezuelan Ltd., Amoco Production Company, The Louisiana Land & Exploration Company y
Benton Oil and Gas Company de Estados Unidos, Veba Oil A.G. de Alemania, Elf Aquitaine de
Francia, BP Systems Construction Ltd., de Inglaterra, Nippon Oil Exploration USA Limited de Japón,
Norcen Energy Resources Limited de Canadá). Igualmente, ocurrió con los convenios operativos,
en los cuales participaron también empresas nacionales de capital privado; Polar, Inelectra y Arco,
dejando al pequeño inversionista un máximo de participación de 10%.
Los desembolsos requeridos por estas asociaciones, para el desarrollo y conclusión de los
proyectos, fueron cubiertos mediante el aporte de capital de PDVSA, de los otros inversionistas, de
fondos obtenidos vía financiamiento y de ingresos provenientes de la producción durante el período
desarrollado.
En el marco de la política de Plena Soberanía Petrolera y con la finalidad de poner fin al proceso de
privatización de la industria petrolera venezolana, el 26 de febrero de 2007, el Gobierno de
Venezuela dictó el Decreto N° 5.200, con Rango, Valor y Fuerza de Ley de Migración a Empresas
Mixtas de los Convenios de Asociación de la FPO; así como de los Convenios de Exploración a
Riesgo y Ganancias Compartidas, de acuerdo con el cual las asociaciones denominadas Petrolera
Zuata, Petrozuata C.A. (Petrozuata), Sincrudos de Oriente, S.A. (Sincor), Petrolera Cerro Negro,
S.A. (Cerro Negro) y Petrolera Hamaca, C.A. (Hamaca) deben transformarse en empresas mixtas;
en las cuales, la filial CVP, o alguna otra filial de PDVSA que se designe, mantendrá no menos de
60% de participación accionaria, en concordancia con lo establecido en la Ley Orgánica de
Hidrocarburos.
En este sentido, se constituyeron comisiones de transición para cada uno de los convenios antes
referidos, las cuales se incorporaron a sus directivas con la finalidad de garantizar la transferencia
del control de todas sus actividades a las nuevas empresas mixtas. Asimismo, este Decreto Ley
concedió a los participantes y socios de los convenios, un plazo contado a partir de la fecha de su
publicación, para acordar los términos y condiciones de su posible participación en las nuevas
empresas mixtas. También se confirió un plazo adicional para someter los señalados términos y
condiciones a la Asamblea Nacional, para solicitar su autorización, de conformidad con lo
establecido en la Ley Orgánica de Hidrocarburos.
61
Transcurrido el plazo establecido, para aquellos casos en los que no se logró acuerdo, se designó a
PDVSA para asumir directamente las actividades ejercidas por las asociaciones en cuestión con el
objetivo de preservar su continuidad, en razón de su carácter de utilidad pública e interés social.
Con fecha 26 de junio de 2007, se firmaron los correspondientes memorandos de entendimiento
para los casos en los cuales los participantes de los negocios antes mencionados acordaron los
términos de la migración.
La nacionalización de la FPO se realizó luego de un proceso de migración que se desarrolló de
acuerdo con un cronograma establecido previamente, y que culminó de manera exitosa, lo que
incluyó la firma del memorando de entendimiento con 11 de las 13 empresas extranjeras que
operaban en la FPO y en los convenios de Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas. De los
socios participantes sólo dos de ellos no aceptaron los convenios de migración (ConocoPhillips en
Petrozuata y ExxonMobil en Cerro Negro).
Esta nueva asociación entre PDVSA y sus socios privados tiene como propósito el ejercicio de las
actividades de exploración, extracción, recolección, transporte y almacenamiento de hidrocarburos,
de conformidad con el Artículo 9 de la Ley Orgánica vigente que rige esta materia.
Dichas empresas producen crudo extrapesado con un promedio de 8° API y posteriormente lo
mejoran entre 16º y 32º API, dependiendo de la complejidad de la planta de mejoramiento, con la
finalidad de hacer un producto comercialmente más atractivo.
En Gaceta Oficial N° 38.801 del 1° de noviembre de 2007, se publicó la aprobación de la Asamblea
Nacional para la creación de las siguientes empresas mixtas:
• Petropiar, S.A. empresa mixta creada para operar el Proyecto Hamaca, constituida por la CVP
filial de PDVSA y Chevron Orinoco Holdings B.V. con una participación accionaria de 70% y
30%, respectivamente. El decreto de transferencia de la operación y los activos del proyecto fue
publicado en Gaceta Oficial N° 38.846 del 9 de enero de 2008.
• Petrocedeño, S.A. empresa mixta creada para operar el Proyecto Sincor, constituida por CVP,
Total Venezuela, S. A. (Total) y Statoil Sincor Netherlands B. V. (Statoil) con una participación
accionaria de 60%, 30,32% y 9,68%, respectivamente. El decreto de transferencia de la
operación y los activos del proyecto fue publicado en Gaceta Oficial N° 38.847 del 10 de enero
de 2008.
• Petromonagas, S.A. empresa mixta creada para operar el Proyecto Cerro Negro, constituida por
CVP y Veba Oil & Gas Cerro Negro GmbH (filial de BP p.l.c.) con una participación accionaria
de 83,33% y 16,67%, respectivamente. El decreto de transferencia de la operación y los activos
del proyecto fue publicado en Gaceta Oficial N° 38.884 del 5 de marzo de 2008.
62
Dentro del conjunto de empresas mixtas creadas en el marco de la Nacionalización de la FPO se
incluyeron tres, que pertenecen al conjunto de Empresas Mixtas Liviano-Mediano:
• Petrozumano, S.A. creada para efectuar actividades de exploración y producción en las áreas
de los municipios Freites y Aguasay (ubicadas en los estados Anzoátegui y Monagas),
constituida por CVP y CNPC Venezuela B.V., con una participación accionaria de 60% y 40%,
respectivamente. El decreto de transferencia de la operación fue publicado en Gaceta Oficial
N°38.807 del 9 de noviembre de 2007.
• Petrolera Bielovenezolana S.A. creada para efectuar actividades de exploración y producción en
las áreas del municipio Freites y Lago de Maracaibo (ubicadas en los estados Anzoátegui y
Zulia, respectivamente), constituida por CVP y Estatal Unitaria “Unión de Empresas Productoras
Belorusneft”, con una participación accionaria de 60% y 40%, respectivamente. El decreto de
transferencia de la operación fue publicado en Gaceta Oficial N°38.840 del 28 de diciembre de
2007.
• Petrolera Indovenezolana S.A. creada para efectuar actividades de exploración y producción en
el área de San Cristóbal (ubicada entre el estado Anzoátegui y el estado Guárico), constituida
por CVP y ONGC Nile Ganga B.V., con una participación accionaria de 60% y 40%,
respectivamente. El decreto de transferencia de la operación fue publicado en Gaceta Oficial
N°38.917 del 24 de abril de 2008.
Tal como se comentó con anterioridad, SINOVENSA pasa a formar parte de las nuevas empresas
mixtas de la FPO. Dicha asociación hasta el año 2006, se dedicaba a la manufactura de Orimulsión®
en su módulo ubicado en el Complejo Jose en el estado Anzoátegui. El Estado, dentro del marco de
la política de Plena Soberanía Petrolera, toma la decisión de eliminar la producción de este
combustible con la finalidad de utilizar el crudo extrapesado del campo Cerro Negro para mezclas y
así obtener un mayor valor por el recurso natural.
Las empresas mixtas que sustituyen a los Convenios de Exploración a Riesgo y Ganancias
Compartidas son Petrolera Paria, S.A., Petrosucre, S.A. y, Petrolera Güiria, S.A. y que suplen a los
extintos convenios llamados Golfo de Paria Este, Golfo de Paria Oeste y, Golfo de Paria Central,
respectivamente. En el caso de La Ceiba, PDVSA tomó el control de 100% de participación
accionaria.
Asimismo, se completó el proceso de constitución de la empresa mixta Veneziran Oil Company,
S.A. la cual fue creada para prestar servicio de ingeniería, construcción, reconstrucción, reparación
o cualquier actividad vinculada con plataformas semi-sumergibles, auto-elevadizas y estructuras
costa afuera fijas y movibles, destinadas al desarrollo de proyectos vinculados con costa afuera,
63
constituida por CVP e Irán Marine Industrial Company (SADRA), con una participación accionaria de
61% y 39%, respectivamente.
En la siguiente tabla se muestra la fecha de constitución, la participación accionaria y la fecha de
inicio de las operaciones de las nuevas empresas mixtas:
EMPRESAS MIXTAS DE LA FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO
EMPRESA MIXTAFECHA DE
CONSTITUCIÓNFECHA DECRETO TRANSFERENCIA
(%) PARTICIPACIÓN
PDVSA
(%) PARTICIPACIÓN
SocioACCIONISTA MINORITARIO PAÍS
PETROZUMANO, S.A. 06/11/2007 09/11/2007 60,00 40,00 CNPC (1) China
PETROLERA BIELOVENEZOLANA, S.A. 14/12/2007 28/12/2007 60,00 40,00 Belorusneft (4) Bielorusia
PETROPIAR, S.A. 19/12/2007 09/01/2008 70,00 30,00 CHEVRON (5) EEUU
PETROLERA PARIA, S.A. 19/12/2007 16/01/2008 60,00 40,00 SINOPEC (6) ChinaINE Oil & Gas Inc.
PETROSUCRE, S.A. 19/12/2007 16/01/2008 74,00 26,00 ENI (7) Italia
PETROLERA GÜIRIA, S.A. 10/01/2008 05/03/2008 64,00 36,00 ENI (7) ItaliaINE Oil & Gas Inc.
PETROLERA SINOVENSA, S.A. 01/02/2008 01/02/2008 64,25 35,75 CNPC (8) China
PETROMONAGAS, S.A. 21/02/2008 05/03/2008 83,33 16,67 BP (9) Alemania
PETROLERA INDOVENEZOLANA, S.A. 08/04/2008 24/04/2008 60,00 40,00 ONGC (10) India
11/12/2007PETROCEDEÑO, S.A. TOTAL (2)
StatoilHidro (3)
FranciaNoruega
60,00 40,0010/01/2008
(1) CNPC: China National Petroleum Corporation a través de su subsidiaria CNPC VENEZUELA B.V. (2) TOTAL: a través de su subsidiaria TOTAL Venezuela, S.A. (3) StatoilHydro: a través de su subsidiaria Statoil Sincor Netherlands B.V. (4) Belorusneft: Estatal Unitaria Asociación de Empresas Productoras Belorusneft. (5) Chevron: a través de su subsidiaria Chevron Orinoco Holdings B.V. (6) SINOPEC: SINOPEC Internacional Petroleum Exploration and Production Corporation. (7) ENI: Integrated Energy Company a través de su subsidiaria ENI Venezuela B.V. (8) CNPC: China National Petroleum Corporation a través de su subsidiaria CNPC VENEZUELA B.V. (9) BP: British Petroleum a través de su subsidiaria Veba Oil & Gas Cerro Negro GMBH. (10) ONGC: Oil and Natural Gas Corporation Limited a través de su subsidiaria ONGC Nile Ganga B.V.
IMPACTO DE LAS ASOCIACIONES DE LA FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO EN LOS RESULTADOS ECONÓMICOS DE PDVSA Las antiguas asociaciones de la FPO han tenido gran impacto en los resultados económicos de
PDVSA y en los ingresos de la Nación, principalmente porque se minimizaba el valor del recurso
natural y se evadían los impuestos (ISLR, regalías, exportación, entre otros).
En la evaluación de los negocios, se contemplaba el pago de regalías según el convenio PDVSA-
MENPET aplicable a las asociaciones en progreso el cual era: 16,67% durante el desarrollo de la
producción, 1% durante un tiempo máximo de 9 años dependiendo de la relación
ingresos/inversiones y 16,67% durante el resto de la vida del proyecto. Adicionalmente, se estimaba
el pago del ISLR a una tasa de 34% y no se contemplaban incentivos fiscales por nuevas
inversiones o inversiones ambientales. Es por ello, que durante el lapso comprendido entre los años
2002-2005, el pago de las regalías descendió al nivel más bajo colocándose en 1%. De esta forma,
las empresas transnacionales maximizaron sus ganancias en perjuicio del Estado puesto que para
dicho período se dejó de percibir un total de 7.129 millones de dólares por este concepto.
64
Por otra parte, las empresas que conformaban las antiguas asociaciones, incumplieron los términos
de los contratos, en lo que respecta a las áreas asignadas para la explotación y producción de
crudo, existiendo casos en los cuales se ocuparon hasta el doble de los terrenos de explotación sin
tener autorización previa, lo cual conllevó a que los proyectos no se correspondieran con los planes
de desarrollo nacional.
Con la implantación del nuevo modelo de empresa mixta, el cambio más relevante radica en el
régimen fiscal, principalmente en el ISLR al aplicarse una tasa de 50% establecida para las
empresas petroleras; lográndose eliminar la aplicación de la alícuota de 34%, con respecto a las
empresas que se hubieren constituido bajo convenios de asociación. Asimismo, los resultados al 31
de diciembre de 2008, muestran un mayor beneficio para la Nación de 8.166 millones de dólares,
producto de aportes superiores en cuanto a regalías, ISLR, contribución antidrogas y contribución
especial sobre precios extraordinarios principalmente. Además, se aplica a estas empresas mixtas
para aportes al Fondo de Desarrollo Social (FONDEN) el 1% de la utilidad neta del año anterior el
cual es administrado por la CVP.
Por otra parte, PDVSA asume el control de las empresas mixtas al obtener la mayoría accionaria,
asimismo, en los contratos de constitución se contempla que la junta directiva, las gerencias
operacionales y administrativas sean controladas, en la mayoría de las empresas, y sujetas a
evaluación y aprobación por parte de la CVP. Adicionalmente, todo lo concerniente a la elaboración
de presupuestos, aprobación de desembolsos, inversiones entre otros, es controlado y aprobado
por PDVSA.
Las empresas mixtas nacionalizadas avanzan en su orientación estratégica bajo una visión
comprometida con las políticas del Estado en materia de hidrocarburos y desarrollo social,
manteniendo igualmente los niveles de calidad, sin perder la orientación de su actividad medular
que es producir crudo extrapesado, mejorarlo y comercializarlo en los mercados internacionales,
brindando al Estado mayores beneficios por la actividad petrolera.
e. Proyecto Orinoco Magna Reserva (POMR) Dentro del marco legal vigente y el Plan de Desarrollo Económico y Social de la Nación, el MENPET
asignó a CVP el Proyecto Orinoco Magna Reserva (POMR) según el Oficio N° 1.036 de fecha junio
de 2005, con el objetivo de cuantificar y certificar las reservas de la FPO. El lineamiento estratégico
establecido, tiene el propósito de convertir a la FPO en un eje impulsor del desarrollo económico,
social, industrial, tecnológico y sustentable del país, mediante la valorización y desarrollo óptimo de
sus recursos de hidrocarburos. El POMR se encuentra inmerso dentro del Proyecto Socialista
Orinoco (PSO) el cual aborda programas estratégicos en los sectores productivos, de servicios,
social y político, con la finalidad de articular el desarrollo petrolero y no petrolero.
65
La FPO está ubicada en la parte sur de los estados Guárico, Anzoátegui y Monagas; constituye un
gigantesco reservorio que abarca un área geográfica de aproximadamente, 55.000 Km2, con arenas
hidrocarburíferas que superficialmente se extienden en unos 12.000 Km2. Contiene acumulaciones
de crudo pesado y extrapesado con una gravedad promedio de 8,6° API.
Para diciembre de 2001, las acumulaciones petrolíferas se estimaron en 1.360 MMMBls. De
acuerdo con estos volúmenes y la creciente demanda a nivel mundial de recursos energéticos,
PDVSA definió en el año 2005 el Plan Siembra Petrolera, que pretende consolidar nuevas metas
volumétricas y expandir los circuitos existentes de refinación; así como consolidar la estrategia en el
mercado energético venezolano dentro del nuevo contexto geopolítico nacional e internacional.
Actualmente, Venezuela es el único país con reservas significativas de crudo en el hemisferio
occidental, y podría convertirse en el primer país del mundo con la mayor cantidad de reservas de
crudo, una vez sean certificadas por la empresa Ryder Scott, a través de los procesos que se llevan
a cabo en el POMR.
La FPO posee un Petróleo Original en Sitio (POES) de 1.360 MMMBls; sus reservas recuperables
estimadas basadas en un factor de recobro total de 20%, están en el orden de 272 MMMBls, de los
cuales se tenían oficializados 37 MMMBls en el año 2005, quedando por oficializar 235 MMMBls,
meta en la cual se basa el POMR. Para el año 2006, el proyecto logró ante el MENPET la
oficialización de un total de 7,6 MMMBls en el área de Carabobo; en el año 2007 las reservas
incorporadas estuvieron por el orden de 12,4 MMMBls en la misma área y, en el año 2008 se han
oficializado ante el MENPET un total de 74,1 MMMBls en las áreas de Junín, Boyacá y Ayacucho, lo
que ha permitido elevar las reservas oficiales a 94,1 MMMBls.
Así como se observa el inmenso potencial en recursos de petróleo en la FPO, existe un volumen
significativo de Gas Original en Sitio (GOES), este volumen constituye un recurso importante e
indica la posibilidad de autoabastecimiento en las futuras estrategias de explotación en la FPO,
puesto que se visualiza la ejecución de proyectos de inyección de vapor que requerirán grandes
sumas de gas para su generación.
Para acometer la cuantificación y certificación de las reservas, se dividió la FPO en cuatro grandes
áreas: Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo y éstas, a su vez, en 30 bloques (excluyendo el área
asignada a las empresas Petrocedeño, S.A., Petropiar, S.A., Petromonagas, S.A., Petrozuata, C.A.
y Petrolera Sinovensa, S.A.), de los cuales 19 bloques serán cuantificados en un esfuerzo
compartido entre CVP y los profesionales de 22 empresas de 19 países que suscribieron Acuerdos
de Entendimiento con el Ejecutivo Nacional, tal como se muestra en la figura siguiente. El resto de
los bloques se cuantificará con esfuerzo propio de PDVSA.
66
En la tabla anexa, se detallan las empresas y países que conforman el POMR:
PAÍSES Y EMPRESAS QUE CONFORMAN EL POMR
(1) Cupet: Cubapetroleo. (2) Petronas: Petroliam Nasional Berhad Oil Company. (3) Galp Energía: Galp Energía, SGPS, S.A. (4) Petrosa: Corporación del Gas y Petróleo de Sur África. (5) Belorusneft: Estatal Unitaria Asociación de Empresas Productoras Belorusneft. (6) PVN: The Vietnam National Oil and Gas Group a través de su subsidiaria PetroVietnam. (7) Lukoil: LUKOIL Overseas. (8) CNPC: China National Petroleum Corporation. (9) REPSOL: Refinería de Petróleos de Escombreras Oil - YPF S.A. (10) SINOPEC: SINOPEC International Petroleum Exploration and Production Corporation. (11) ONGC: Oil and Natural Gas Corporation Limited a través de su subsidiaria ONGC Nile Ganga B.V. (12) Eni: Integrated Energy Company a través de su subsidiaria ENI Venezuela B.V. (13) TOTAL: TOTAL, S.A. (14) StatoilHidro: StatoilHydro International Venezuela A.S. (15) Gazprom: Gazprom Group de Rusia. (16) Tnk-Bp: Alba y Renova Group y British Petroleum. (17) Petroecuador: Empresa Estatal Petróleos del Ecuador PETROECUADOR. (18) ENAP: Empresa Nacional de Petróleo de Chile. (19) ANCAP: Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Portland ANCAP. (20) Enarsa: Energía Argentina S.A. (21) Petropars: National Iranian Oil Company (NIOC) a través de su subsidiaria Petropars Limited Ltd. (22) Petrobras: Petróleo Brasileiro S.A.-PETROBRAS.
De las empresas que se muestran en el cuadro anterior, durante el año 2008 se sumaron al
desarrollo del proyecto las siguientes: Petrosa de Sudáfrica, la cual realizará actividad en el área
Boyacá 4, ENI de Italia con el área de Junín 5, Total y Statoilhydro de Noruega y Francia,
respectivamente, en el área de Junín 10.
ÁREA PAÍS EMPRESACuba Cupet (1)
Malasia Petronas (2)
Portugal Galp Energía (3)
Sur África Petrosa (4)
Bielorusia Belorusneft (5)
Vietnam PVN (6)
Rusia Lukoil (7)
China CNPC (8)
España REPSOL (9)
China SINOPEC (10)
India ONGC (11)
Italia Eni (12)
Francia TOTAL (13)
Noruega Statoilhydro (14)
Rusia Gazprom (15)
Rusia Tnk-Bp (16)
Ecuador Petroecuador (17)
Chile ENAP (18)
Argentina ANCAP (19)
Uruguay Enarsa (20)
Irán Petropars (21)
Carabobo Brasil PETROBRAS (22)
Boyacá
Junín
Ayacucho
67
Plan de Perforación y Sísmica del Proyecto La perforación de pozos es una de las actividades más importantes que se ejecutara en el
desarrollo de la Fase II del proyecto y la que más actividad operacional involucra. Los objetivos de la
perforación de pozos para adquirir información son:
• Maximizar POES. Perforar pozos en áreas donde sobre las nuevas estimaciones de POES
impacten favorablemente.
• Apoyar la caracterización geológica y tecnológica de las áreas y bloques a certificar.
• Demostrar continuidad y morfología de los sistemas de canales más importantes.
• Adquirir información que permita caracterizar los fluidos y estimar valores de movilidad y
viscosidad imprescindibles en la selección adecuada de las tecnologías de desarrollo.
En los inicios del proyecto se planificó la perforación de los pozos con base en una densidad de 20
Km2/pozo; en función de la baja densidad de pozos existentes en el área para la fecha en que inició
el proyecto, se estimó una perforación total de 336 pozos estratigráficos; sin embargo, para honrar
los compromisos de certificación, se ajustó la perforación de los pozos a un total de 189.
A continuación se presenta la información correspondiente al Plan de Perforación del POMR, donde
se refleja la planificación total del proyecto y los pozos planificados y perforados en el transcurso del
año 2008; expresándose en porcentaje el avance de las perforaciones:
Plan de Perforación y Sísmica del Proyecto
ÁREAPozos
Planificados Total Proyecto
Pozos Planificados
2008
Pozos Perforados
2008
% Cumplimiento
CARABOBO 14 - - -AYACUCHO 60 26 16 62
JUNÍN 77 38 21 55BOYACÁ 38 23 13 57
PERFORACIÓN PLAN vs. REAL DICIEMBRE 2008
Respecto a la información sísmica, en el año 2007 se iniciaron los trabajos donde se adquirieron
2.450 Km de sísmica 2D nuevas (99 líneas) y se reprocesó 910 Km (48 líneas) en el área Junín;
mientras que en el área de Ayacucho se reprocesó 820 Km (42 líneas). Por otra parte, en 2008 se
dio inicio a las estrategias para la adquisición de 930 Km de sísmica 2D a través de la empresa
mixta Bielovenezolana en el área de Boyacá; a partir del 11 de junio se inició la toma de
información. El avance físico de la adquisición sísmica es el siguiente: topografía 100%, perforación
68% y, grabación 41%.
68
Proyecto Socialista Orinoco (PSO) En concordancia con los lineamientos del Gobierno de Venezuela y el Plan Siembra Petrolera, CVP
desarrolla el PSO, el cual está enmarcado en cuatro programas estratégicos para ser desarrollados
en la FPO. Dichos programas abarcan los siguientes sectores:
• Productivo: involucra los sectores agrícola, industrial y petrolero.
• Servicios: contempla agua y saneamiento, sistema eléctrico, hábitat y vivienda; así como
también el sector de transporte y comunicación.
• Social: corresponde a los sectores salud, educación y ambiente.
• Político: poder comunal.
En ese sentido, el PSO busca impulsar una estrategia para el nacimiento de un sistema urbano en
el eje Apure-Orinoco que implica el diseño de vías terrestres, fluviales y férreas, el desarrollo de
proyectos agroproductivos, industriales, turísticos y de servicios; asimismo, involucra la reducción de
la miseria y la disminución de la pobreza en las poblaciones de la FPO; así como también impulsa la
transformación de las relaciones sociales de producción en las principales actividades económicas,
basadas en la propiedad social y el fortalecimiento de las capacidades básicas de la población para
el trabajo productivo.
A continuación se destaca la gestión 2008 del PSO y sus logros más resaltantes, los cuales
estuvieron orientados a cubrir necesidades básicas en el área de la FPO.
Se elaboró el plan maestro del PSO, el cual identificó que se deben fortalecer las poblaciones de
San Fernando de Apure, Ciudad Bolívar, Soledad, Mapire, Santa María de Ipire, Santa Rita,
Cabruta, Caicara y Temblador, entre otras, y se consolidó la estrategia de reordenamiento territorial
de la FPO. Se generaron los lineamientos para la ocupación territorial de la FPO.
En el sector agroproductivo, se visualizaron proyectos relacionados con complejos integrales de
ganadería, avicultura, producción forestal y textil. Junto a PDVSA Industrial se estableció un
programa de empleo con los nuevos desarrollos industriales, una vez culminada la construcción de
los proyectos petroleros.
En vialidad y transporte, se encuentra en etapa de contratación el proyecto del corredor de
servicios entre San Fernando de Apure y Tucupita de, aproximadamente, 630 Km de longitud y
715 Mt de ancho; incluye una autopista de tres canales más hombrillo por sentido, línea eléctrica de
400 KW, gasoducto, oleoductos, poliductos, fibra óptica y vía férrea; así como los proyectos de
rehabilitación mayor de carreteras de aproximadamente 1.250 Km. De igual forma, se encuentra en
69
contratación una gerencia técnica que tendrá como objetivo principal asegurar la calidad de los
productos que se entregarán, entregar generados por los proyectos de rehabilitación.
En suministro eléctrico, se desarrolló el plan estratégico para el suministro de energía eléctrica
para la FPO el cual contempla: el arranque temprano, autosuficiencia energética para los
desarrollos (autogeneración a gas y respaldo del sector hídrico), generación térmica a largo plazo
por el orden de los 5.000 MW y un sistema de transmisión que se interconectará con el sistema
eléctrico nacional. Se realizaron las contrataciones de los servicios profesionales para los estudios
de expansión del sistema eléctrico de generación y transmisión de la FPO y la distribución eléctrica,
los servicios profesionales para el análisis del sistema presente e ingeniería básica de proyectos de
mejoramiento del servicio eléctrico en municipios del PSO.
En agua y saneamiento, se suscribió un convenio con la Hidrológica Venezolana C.A. (Hidroven)
para la elaboración de la conceptualización de cuatro acueductos mayores ubicados en las áreas de
Ayacucho, Junín, Boyacá y Carabobo. Se determinó que el consumo actual de agua es de 1.700
Lts/Seg, el cual se incrementará a 7.400 Lts/Seg en el año 2021 a través del plan de agua del PSO,
para cubrir las necesidades del sector industrial, petrolero y de la población. Esta demanda será
satisfecha con la construcción de la infraestructura del servicio de agua para la captación, aducción,
tratamiento, almacenamiento y distribución de agua. Se está elaborando un estudio de las
condiciones actuales de las aguas servidas en la FPO y la afectación al medio ambiente. Con el
Ministerio del Poder Popular para el Ambiente (MINAMB), se elaborará un plan de trabajo para
rescatar la infraestructura existente y construir la canalización de las aguas servidas y las plantas de
tratamiento que permitirán la disposición a los cuerpos de agua.
En vivienda y hábitat, se elaboraron los estudios previos para la formulación del Plan de
Ordenamiento Territorial de la FPO enmarcado en el convenio suscrito entre la Fundación Escuela
de Gerencia Social y CVP. Se contratarán los servicios profesionales para la elaboración del
inventario catastral de 17 centros poblados de la FPO. Se establecieron alianzas estratégicas con el
Ministerio del Poder Popular para la Vivienda y Hábitat para la construcción de 7.000 viviendas. Se
elaboraron los términos de referencia para la contratación de los planes urbanos de las ciudades de
la FPO. Igualmente se visualizaron proyectos de construcción de viviendas para cubrir el déficit
habitacional existente y la demanda de alojamiento producto de la actividad petrolera en la zona.
En salud y educación, se visualizaron proyectos para la construcción de cuatro hospitales, y se
conformó un comité que estudia la incorporación masiva de recurso humano proveniente de la
Misión Ribas Técnica en los programas de la FPO, para impulsar el desarrollo armónico y
autosustentable de la zona, fortalecer las formas de asociación comunitarias y permitir la inclusión
laboral de los trabajadores desempleados, después de la fase de construcción mediante un proceso
de reconversión laboral con la finalidad de integrarlos en las empresas de suministro de bienes y
70
servicios a los complejos de mejoradores y en los proyectos PSO. Se determinó la demanda de
fuerza laboral por disciplina en los proyectos petroleros de la FPO. Se elaboraron los términos de
referencia para la construcción de un centro de formación en Temblador y se encuentra en
conceptualización la Universidad de los Hidrocarburos en conjunto con INTEVEP.
Entre las acciones inmediatas, se han firmado 90 convenios con distintas instancias del Gobierno
Nacional, Regional y principalmente con los Consejos Comunales, los cuales se encuentran
asociados a 396 proyectos, orientados a cubrir necesidades básicas en el área de la FPO
relacionados con las líneas estratégicas: educación, salud, infraestructura de servicios (hábitat y
vivienda, vialidad y transporte, agua y saneamiento y suministro eléctrico). Estos proyectos han
generado más de 20.000 empleos y beneficiado a más de 180.000 personas al sur de los estados
Anzoátegui, Monagas, Delta Amacuro, Sucre, Bolívar y Guárico. Además, ha cumplido con el
Fortalecimiento del Poder Comunal y se están atendiendo, directamente, tareas de
acompañamiento técnico y capacitación a más de 162 Consejos Comunales y 21 comunas en
proceso de conformación.
Entre los más resaltantes se tiene la ejecución de 48 proyectos (23 Fundos Integrales, 3 de
Algodón, 4 de Ganadería, 10 de Dotación de Maquinaria Agrícola, 3 de Leguminosas y 5 de Aves);
ejecución del proyecto de ganadería de doble propósito en la comunidad de Uverito y el proyecto de
Fundos Integrales en Chaguaramas, en los cuales se adquirieron cabezas de ganado vacuno y
bovino, dotación de maquinarias y equipos agrícolas. Asimismo, se rehabilitaron y acondicionaron
más de 40 Centros de Salud y, en educación, más de 60 Centros Educativos. Dotación de 460
tanques familiares de 1.500 Lts. instalados para una capacidad total de almacenamiento de 696.000
Lts. puesta en operación 18 redes de distribución de agua potable instalados, construcción de 4
Centros de Telecomunicaciones Comunitarias (TELECOM).
En el Distrito Social Delta, se reactivó el rubro cacao como actividad generadora del desarrollo
endógeno local, lo que permitió la rehabilitación de fincas y un incremento del empleo productivo en
los municipios Antonio Díaz, Tucupita y Casacoima del estado Delta Amacuro, generando 200
empleos y beneficiando a 300 personas. Se conformó y capacitó a la asociación cooperativa,
encargada de operar el sistema de transporte, seguro, confiable y de bajo costo, beneficiando a
personas de bajos recursos, con el diseño de la ruta de operación del sistema que cubre los
municipios. Fueron elaboradas las propuestas conceptuales de las obras de infraestructura que se
desarrollaran. Se realizaron tareas de formación y capacitación técnica a los productores bufalinos y
se mejoraron las infraestructuras para el manejo de los rebaños con el fin de aumentar su
producción láctea.
En resumen, todos estos programas y proyectos en el área de la FPO, tanto de infraestructura de
servicios (electricidad, agua, vialidad, vivienda), como las relacionadas con educación, salud,
71
ambiente, producción alimentaria, han contribuido con la distribución justa y equitativa de la renta
petrolera en beneficio del desarrollo integral del país, con la finalidad de mejorar la calidad de vida
de los venezolanos; así como también para contribuir con la erradicación de la pobreza en la FPO.
2. Gas El gas natural es una mezcla de hidrocarburos compuesta, principalmente, por metano y pequeñas
proporciones de otros hidrocarburos. También contiene impurezas; como agua, dióxido de carbono,
sulfuro de hidrogeno, entre otros. Se procesa en las plantas de extracción en las cuales se separa el
gas metano de la corriente de Líquidos del Gas Natural (LGN) los cuales, posteriormente son
fraccionados, obteniéndose etano, propano, butanos, pentanos y gasolina natural. Por otra parte, la
mezcla de butano-propano, conforman el denominado Gas Licuado de Petróleo (GLP), el cual es
utilizado como combustible, principalmente en el sector doméstico. Su comercialización se realiza
mediante recipientes de acero, comúnmente denominados bombonas.
El gas natural es el combustible fósil menos dañino al ambiente, razón por la cual lo denominan el fósil verde, de allí su creciente utilización a nivel mundial, para satisfacer los requerimientos
energéticos. Su multiplicidad de usos conforma un gran número de bienes y servicios presentes en
el hogar y en la industria.
• En el hogar y en el sector comercial, el gas natural proporciona energía limpia para el
calentamiento de agua, cocción de alimentos, secado de ropa, refrigeración, aire acondicionado
y alumbrado.
• En el sector industrial el gas natural es el energético o materia prima utilizado para manufacturar
o procesar alimentos, papel, materiales no metálicos, plásticos, textiles, químicos, vidrios,
metales y fertilizantes. Asimismo, ha sido el sustituto de otras energías fósiles en la generación
de electricidad.
• En el sector automotor, como sustituto de la gasolina, el gas natural es utilizado en las nuevas
tecnologías automotrices, porque genera menos elementos contaminantes al ambiente.
La producción de gas natural, en Venezuela se viene registrando desde 1918, año en el cual según
datos de la época, se obtuvo una cantidad promedio de 300.000 PCD en la jurisdicción de
Maracaibo. La evolución de la industria del gas en nuestro país se divide en cuatro períodos:
• Primer período, Venteo y Quema: abarca desde 1918 hasta 1945, en el cual el gas asociado fue
considerado como un subproducto del petróleo al que se daba poco uso, por consiguiente un alto
porcentaje de la producción de gas fue quemada y arrojada a la atmósfera.
• Segundo periodo Conservación: desde 1946 hasta 1975, caracterizándose por una mayor
utilización en inyección del gas producido pero manteniendo un alto volumen del gas despedido
72
hacia la atmósfera. En el año 1971 se promulga la Ley que reserva al Estado la industria del gas
natural, cuyo objetivo específico se focalizaba en la defensa y conservación del recurso y
promovía su industrialización, acompañado con una política del Estado que financiaba el
desarrollo de la infraestructura de transporte y distribución.
• Tercer período Industrialización: desde 1976 hasta 2007, caracterizado por una producción
cónsona con la conservación y uso racional del gas, dando como resultado una disminución en
el gas arrojado. Volúmenes importantes de gas que se lanzaban a la atmósfera se comenzaron a
utilizar en los sectores siderúrgicos, eléctrico y de aluminio, dando lugar a la distribución de gas
por redes en ciudades como Maracaibo, Caracas y Puerto La Cruz. En este período se registran
hitos importantes dentro de la evolución de la industria del gas en el país:
a. La creación en 1998 de la empresa PDVSA Gas, filial de PDVSA, la cual se encarga de las
actividades de producción, procesamiento, transmisión, distribución y comercialización del
gas natural y sus derivados a nivel nacional.
b. La aprobación por parte del MENPET del desarrollo como yacimientos de gas no asociado a
los ubicados en el Distrito Anaco, estado Anzoátegui, convirtiéndose en el Distrito Gasífero de
Venezuela.
c. La promulgación de diferentes Leyes y Resoluciones, con la finalidad de establecer el marco
legal para el amparo del negocio del gas en toda la cadena de valor.
• Cuarto período Revolución del Gas: desde el año 2007 inicio de la Revolución del Gas, se
ejecutan proyectos para que la población venezolana mejore su calidad de vida e impulse su
crecimiento. Se está garantizando el abastecimiento del gas al mercado interno, en especial a
los sectores eléctrico, petroquímico, siderúrgico y petrolero y se han visualizado proyectos de
gran envergadura para llevar el gas metano directamente por tuberías a 3.260.000 hogares
venezolanos, para uso doméstico. Esta fase también contempla la adquisición de 60% de la
actividad de suministro de GLP del país, dando origen a la filial PDVSA Gas Comunal. Esta
empresa asegurará un servicio eficiente con precios justos y, la participación de consejos
comunales a lo largo de toda su cadena de producción, para garantizar el suministro de este
energético en todo el territorio nacional.
Actualmente, las actividades de exploración y producción correspondientes al negocio del gas son
ejecutadas por PDVSA Petróleo, PDVSA Gas y diversas empresas mixtas de CVP; el
procesamiento del gas natural es responsabilidad exclusiva de PDVSA Gas y la comercialización de
sus derivados (metano, etano y LGN) es realizada entre PDVSA Gas y PDVSA Gas Comunal; esta
última se encarga de la distribución de gas metano y GLP a los sectores doméstico y comercial.
73
Producción de Gas Natural La producción de gas natural en Venezuela, se ubicó en 6.904 MMPCD, de los cuales 5.859
MMPCD (85%) los produjo PDVSA Petróleo y PDVSA Gas, 700 MMPCD (10%) las empresas
mixtas de CVP y 345 MMPCD (5%) las Licencias de Gas7 que maneja directamente el MENPET.
A partir del año 2008, Venezuela comenzó a recibir gas metano procedente de Colombia a través
del Gasoducto Transcaribeño Antonio Ricaurte para un promedio, en el año 2008, de 147 MMPCD;
por lo tanto, la disponibilidad total de gas natural se ubicó en 7.051 MMPCD.
Del total del volumen de gas disponible, 74% (5.181 MMPCD) fue consumido por la industria
petrolera y 26% (1.870 MMPCD) fueron dirigidos al mercado interno para cubrir los requerimientos
de los sectores doméstico, comercial e industrial y, dentro de éste último a los sectores: siderúrgico,
petroquímico, aluminio, cemento, eléctrico, doméstico, comercial y, vehicular.
La distribución del gas utilizado en la industria petrolera de (5.181 MMPCD) fue la siguiente: 60%
(3.081 MMPCD) fueron reinyectados a los yacimientos con fines de recuperación secundaria de
crudo y, 40% (2.100 MMPCD) restante se utilizó como combustible en las actividades de transporte
de crudo, plantas de inyección de gas, generación de electricidad, procesamiento del gas, consumo
en las refinerías y en los mejoradores de crudo, en la producción de LGN, entre otros.
Producción y Venta de Líquidos del Gas Natural En lo concerniente a las operaciones de procesamiento y extracción de LGN (incluyendo etano),
para el año 2008, se alcanzó un volumen de 162 MBD.
Para el procesamiento y extracción de los Líquidos de Gas Natural, PDVSA cuenta en el área de
oriente con 6 plantas de extracción operadas por PDVSA Gas: Jusepín, San Joaquín, Santa
Bárbara, Refrigeración San Joaquín, ACCRO III y ACCRO IV; y la Planta de Fraccionamiento Jose.
En el área de occidente se disponen de 6 plantas de extracción: El Tablazo I y II, las cuales son
operadas por Pequiven; Tía Juana I y II, Lama Proceso y Lamar Líquido, las cuales son operadas
por PDVSA Petróleo. En cuanto a las plantas de fraccionamiento en occidente se encuentran: Bajo
Grande y Ulé, operadas por PDVSA Gas. La capacidad total de procesamiento se ubica en 4.895
MMPCD y la de fraccionamiento en 282 MBD. Adicionalmente, se dispone de 381 Km de poliductos.
Las ventas de LGN se situaron en 135 MBD, 81 MBD (60%) se destinaron al mercado local y 54
MBD (40%) al mercado de exportación; el volumen restante de la producción de LGN es consumido
7 Las Licencias de Gas son otorgadas por el MENPET a “...personas privadas nacionales o extranjeras con o sin la participación del Estado, que deseen realizar actividades de exploración y explotación de hidrocarburos gaseosos no asociados…”, en conformidad con lo establecido en el Artículo 24 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos.
74
por el sector petrolero. Es importante resaltar las ventas al sector petroquímico de 43 MBD, que
constituyen 32% del total de las ventas; asimismo, se asignaron a los sectores doméstico y
comercial 38 MBD de GLP, lo cual representa 28% de las ventas.
Las exportaciones se distribuyeron de la siguiente manera: el propano y el butano se dirigieron
fundamentalmente a Centroamérica, el Caribe y Suramérica, mientras que la gasolina natural se
exportó principalmente a Norteamérica. La estrategia es incrementar la presencia en el Caribe como
parte de la política internacional del Estado, que se instrumenta a través de PETROCARIBE.
Infraestructura de Transporte En materia de sistemas de transporte de gas metano para satisfacer los requerimientos de los
sectores domésticos, comercial e industrial, se cuenta con una infraestructura de transmisión y
distribución de gas metano, que abarca 15 de las 24 entidades federales de Venezuela. Dicha
infraestructura está integrada por 4.432 Km de tuberías de diferentes diámetros (desde 8 a 36
pulgadas), los principales sistemas son: Anaco-Barquisimeto; Anaco-Jose/Anaco-Puerto La Cruz;
Anaco-Puerto Ordaz; Ulé-Amuay; Interconexión Centro Oriente Occidente (ICO); Costa-Oeste y
gasoducto Transcaribeño Antonio Ricaurte.
Proyectos Desde agosto de 2008 se están transmitiendo a través de la Interconexión Centro Oriente-Occidente
(ICO) un volumen de 43 MMPCD de gas, provenientes de La Vela y Cumarebo (estado Falcón), con
la finalidad de completar la demanda de gas metano del Centro de Refinación Paraguaná.
Se inició la construcción de los Tramos Barbacoa-Puerto La Cruz, Provisor-Cumaná y Araya-
Coche-Margarita, correspondientes al Sistema Nor Oriental de Gas (SINORGAS), alcanzando un
total de 41,65 Km para 2008.
En lo que al Proyecto Gas Anaco (PGA) se refiere, se encuentran en construcción los Centros
Operativos San Joaquín y Zapato Mata R; los Centros Operativos Santa Ana, Aguasay y Soto Mapiri
están en fase de Ingeniería y Procura; el Centro Operativo Santa Rosa está en etapa de
Contratación para la construcción.
Se realizan las actividades de Ingeniería correspondientes al Proyecto Acondicionamiento de Gas y
Líquidos Anaco (AGLA).
Con respecto al Proyecto Complejo Criogénico de Occidente (CCO), se ejecuta la ingeniería,
procura y preparación del sitio para la instalación de la Planta Criogénica. Igualmente se trabaja en
el diseño y construcción de redes de tubería en el Lago y Tierra.
En fase de Ingeniería, procura y tramitación de permisos el proyecto Jose 250.
75
En cuanto a los proyectos internacionales de gas del Plan Siembra Petrolera 2008-2013, éstos
tienen como objetivo fundamental fortalecer la integración Latinoamericana y Caribeña.
Representan una actividad clave en el ámbito geoenergético que permitirá en el corto y mediano
plazo implementar una estrategia de desarrollo de infraestructura para el suministro de gas a las
regiones que requieren este combustible y que servirá para apalancar y promover el desarrollo
económico y social de esas regiones.
En el marco de la cooperación internacional con Colombia, se inició el suministro de gas a
Venezuela por parte de las empresas CHEVRON y ECOPETROL, a través del gasoducto
Transcaribeño Antonio Ricaurte, con volúmenes que oscilan entre 50 y 200 MMPCD, alcanzando un
volumen promedio año de 147 MMPCD lo cual representa un aporte importante para cubrir las
necesidades de los sectores: eléctrico, doméstico y petroquímico del occidente del país.
Finalmente, en lo que se refiere al Proyecto de Suministro de Gas Natural a las áreas del Caribe y
Centroamérica, actualmente está en ejecución el estudio de suministro de gas natural a las áreas
del Caribe y Centroamérica, dentro del marco de los objetivos de PETROCARIBE, con sus
principios fundamentados en la integración de los recursos energéticos regionales.
PDVSA Gas Comunal PDVSA, el 27 de noviembre de 2007 constituye PDVSA Gas Comunal, como una filial que se
encarga de garantizar el servicio público de distribución de Gas Licuado de Petróleo (GLP), gas
metano domiciliario y comercial en forma confiable y oportuna, vital fuente de energía para toda la
población, en el período 2006-2016.
PDVSA Gas Comunal adquiere 51% de la actividad de distribución y comercialización del GLP
mediante la compra de las dos empresas más grandes del sector privado de GLP: Vengas, S.A. y,
Tropigas, S.A.C.A. y, controlando el 49% restante mediante el pago de contratos de servicio a
distribuidores privados, con lo cual la totalidad de la comercialización de GLP al mercado interno es
manejada directa e indirectamente por PDVSA.
Con estas acciones se da por terminada la dependencia que, hasta el año 2007 se tenía con el
sector privado, en la prestación de este servicio público estratégico para el Estado. Aunado a esto la
nueva filial maneja 33% del sector comercial de gas metano domiciliario en el territorio nacional.
PDVSA Gas Comunal, S.A. actualmente ejecuta el Proyecto de Gasificación Nacional de Ciudades
y Plantas de Llenado Comunitarias, enmarcado dentro del Plan Siembra Petrolera el cual tiene
como objetivo abastecer todo el territorio nacional con gas metano directo y GLP.
76
El gas natural en Venezuela, además de los usos industriales a que se le destina en los sectores
petroleros y no petroleros, se utiliza como combustible en el sector comercial y doméstico, cuyo
consumo en 2008 alcanzó 12,5 MMPCD.
Actualmente, la red de gas doméstico de la Gran Caracas está formada por 2.300 Km de tuberías
que integran los ramales de alimentación, 50 estaciones de distrito y 70.000 estaciones de
regulación que suministran gas a mediana presión (60 LPC) al usuario final, con tuberías de
diámetros entre 1 y 6 pulgadas que conforman la red de distribución.
El GLP es uno de los combustibles más importantes para los usuarios domésticos, comerciales y de
pequeñas industrias, que lo reciben en tanques estacionarios y en cilindros. En Venezuela, 84% de
los hogares consumen GLP, encontrándose las ventas del año 2008 de este hidrocarburo al
mercado interno en 38 MBD, distribuidos a todo lo largo del territorio nacional con la ayuda de 83
plantas de llenado de cilindros, actividad que se fortalecerá con el Proyecto Gasificación Nacional
de Ciudades y Plantas de Llenado Comunitarias de GLP, previsto a ejecutarse en el período
2006-2016.
El proyecto considera la construcción de redes urbanas y líneas internas en los hogares para el
suministro de gas metano domiciliario y destinar la entrega de GLP para las áreas de difícil acceso y
de poca densidad poblacional.
Un hito importante en este proyecto, en agosto de 2008, es la puesta en servicio de la Planta
Comunitaria de Llenado de GLP Daniel Silva Pacheco, municipio Rojas, estado Barinas, en
administración conjunta con la comunidad; planta de propiedad social que beneficia a 25.000
familias de los estados Barinas y Apure.
Actualmente se han incorporado al servicio de gas metano directo un total de 14.500 hogares, de
los cuales 8.442 se conectaron en el año 2008, distribuidos entre los estados Carabobo,
Anzoátegui, Lara, Falcón, Monagas y, el Distrito Capital.
La instalación de Plantas de Llenado de Cilindros contentivos de GLP, contempla todas las
actividades asociadas a la ingeniería, procura, construcción y puesta en marcha de siete Plantas
Comunitarias de Llenado de Bombonas de GLP en los estados Apure, Barinas, Bolívar, Miranda y
Yaracuy, para beneficiar a 300.000 familias, garantizando de esta forma el abastecimiento
energético a lo largo del territorio venezolano, e incorporando a los consejos comunales en la
operación y mantenimiento de las plantas, a través de la formación y capacitación de Empresas de
Propiedad Social.
La distribución, suministro y venta de cilindros contentivos de GLP de 10 Kg conforman 70,5% del
mercado, como patrón nacional registrado a la fecha, lo cual indica la fortaleza de la distribución al
77
sector doméstico, el histórico muestra el crecimiento interanual de suministro de GLP con repunte
de 5% en el año 2008, para un total de 13% de crecimiento durante el período 2004-2008,
representando el énfasis e interés social del Estado en favorecer a los hogares e incrementar su
calidad de vida.
En la región capital el suministro de gas doméstico es responsabilidad de PDVSA Gas Comunal,
atendiendo a 250.000 hogares, y en las regiones de oriente y occidente se alcanza el
abastecimiento de 504.944 hogares, bajo la responsabilidad del sector privado, en conjunto con
empresas municipales.
PDVSA Gas Comunal, S.A. hace relevante el desarrollo social de las comunidades, por lo tanto, las
ha integrado a la cadena productiva de esta filial de PDVSA haciendo realidad, a la fecha, la
instalación de 1.712 estantes comunales, los cuales facilitan y aseguran la distribución de cilindros
contentivos de GLP; los cuales se encuentran repartidos a lo largo del territorio nacional,
transfiriendo de esta forma la distribución final a la población.
Es de resaltar que como parte de la política de atención integral a los usuarios, se incorporó un
número 0800-BOMBONA.
3. Refinación La estrategia aguas abajo de PDVSA está orientada hacia la expansión y mejoramiento de sus
operaciones de refinación en Venezuela, el Caribe, Centroamérica, Suramérica, y el mantenimiento
de las refinerías en Estados Unidos y Europa, lo cual permite incrementar la manufactura de
productos refinados de alto valor comercial. PDVSA ha venido invirtiendo en su sistema de
refinación nacional e internacional con el objetivo de aumentar su capacidad y complejidad; así
como también adecuar sus instalaciones, para cumplir con las mejoras de calidad de combustibles a
nivel mundial. Un ejemplo es el aumento de la capacidad de conversión profunda de sus refinerías
en Venezuela, lo cual le ha permitido mejorar el rendimiento de productos de alto valor y, en
consecuencia, fortalecer su portafolio de productos de exportación. a. Capacidad de Refinación PDVSA realiza actividades de refinación en Venezuela, el Caribe, Estados Unidos y Europa. Su
capacidad de refinación en el ámbito mundial ha aumentado de 2.362 MBD en el año 1991, a 3.035
MBD para el 31 de diciembre de 2008.
El siguiente diagrama presenta un resumen de las operaciones de refinación de PDVSA en el año
2008.
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OPERACIONES DE REFINACIÓN DE PDVSA Al 31 de diciembre de 2008
La siguiente tabla muestra la capacidad de refinación y el porcentaje de participación de PDVSA al
31 de diciembre de 2008:
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CAPACIDAD DE REFINACIÓN Y PORCENTAJE DE PARTICIPACIÓN DE PDVSA Al 31 de diciembre de 2008
Ubicación PropietarioParticipación
PDVSACapacidad Nominal
Participación Neta PDVSA
(%) (MBD) (MBD)VenezuelaCRP, Falcón PDVSA 100 955 955Puerto La Cruz, Anzoátegui PDVSA 100 187 187El Palito, Carabobo PDVSA 100 140 140Bajo Grande, Zulia PDVSA 100 16 16San Roque, Anzoátegui PDVSA 100 5 5 Total Venezuela 1.303 1.303
CaribeIsla (1) PDVSA 100 335 335Camilo Cienfuegos (2) Cupet 49 65 32Jamaica (3) Petrojam 49 35 17 Total Caribe 435 384
Estados UnidosLake Charles, Louisiana CITGO 100 425 425Corpus Christi, Texas CITGO 100 157 157Lemont, Illinois CITGO 100 167 167Chalmette, Louisiana Chalmette (4) 50 184 92Saint Croix, U.S. Virgin Islands Hovensa (5) 50 495 248 Total Estados Unidos 1.428 1.089
EuropaGelsenkirchen, Alemania ROG (6) 50 230 115Schwedt, Alemania ROG (6) 19 240 45Neustadt, Alemania ROG (6) 13 260 33Karlsruhe, Alemania ROG (6) 12 312 37Nynäshamn, Suecia Nynas (7) 50 29 15Gothenburg, Suecia Nynas (7) 50 11 5Dundee, Escocia Nynas (7) 50 9 4Eastham, Inglaterra Nynas (7) 25 18 5 Total Europa 1.109 259Total Mundial 4.275 3.035
Capacidad de Refinación
(1) Arrendado en 1994. El contrato de arrendamiento termina en el año 2019.
(2) Una empresa mixta con Comercial Cupet S.A.
(3) Una empresa mixta con Petroleum Corporation of Jamaica (PCJ)
(4) Una empresa mixta con ExxonMobil Co.
(5) Una empresa mixta con Hess Co.
(6) Una empresa mixta con Deutsche BP GmbH.
(7) Una empresa mixta con Neste Oil AB.
Nota: Se ajustaron las Capacidades de Refinación, de acuerdo a los Informes Técnicos obtenidos a nivel nacional e
internacional.
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A continuación se presenta el resumen de la gestión del negocio de refinación durante el período
enero-diciembre 2008.
b. Refinación Nacional El volumen de crudo procesado en el Sistema de Refinación Nacional fue de 1.207 MBD, incluyendo
Refinería Isla con 197 MBD. Adicionalmente se procesaron 122 MBD de insumos destinados a
procesos y mezclas.
Con ese nivel de crudos e insumos procesados, se obtuvieron 1.329 MBD de productos, de los
cuales 403 MBD corresponden a gasolinas y naftas, 420 MBD jet y destilados, 293 MBD residuales,
15 MBD asfaltos, 8 MBD lubricantes y, 192 MBD otros productos, entre los que se incluyen GLP,
consumo propio y especialidades. El procesamiento de crudo en el sistema de Refinación Nacional
(Incluyendo Isla), generó una ganancia volumétrica de 2 MBD. Estos volúmenes han permitido
abastecer el mercado nacional; así como también exportar 648 MBD.
El margen bruto de refinación durante el año 2008 fue de 1,69 US$/Bl de crudo, más insumos
procesados y el costo de procesamiento del sistema de refinación, excluyendo depreciación y
consumo propio. Para el mismo período, fue de 3,38 US$/Bl de crudo más insumos procesados.
El negocio de Refinación Nacional de PDVSA cuenta con seis refinerías, ubicadas en diferentes
regiones del país. Tienen una capacidad de Refinación de 1.303 MBD y se detallan a continuación:
Centro de Refinación Paraguaná (CRP) El CRP tiene una capacidad nominal de 955 MBD, conformado por las refinerías de Amuay 645
MBD y de Cardón 310 MBD, ubicadas en la Península de Paraguaná, estado Falcón.
Adicionalmente, se encuentra integrada la Refinería Bajo Grande, con una capacidad de 16 MBD
destinada a la producción de asfalto en el estado Zulia.
Produce gasolina cumpliendo con las especificaciones de mercado más estrictas a nivel mundial,
(que son las gasolinas de Estados Unidos). Adicionalmente, se está adecuando la refinería para
cumplir con las futuras especificaciones del mercado europeo de diesel; así como también la
disminución en la producción de residual e incremento en la producción de especialidades tipo
olefinas y aromáticos.
Para cumplir con estos objetivos, se encuentran en progreso los siguientes proyectos: expansión de
la unidad de desintegración catalítica de Cardón, ampliación e instalación de nuevas unidades de
coquificación retardada y el desarrollo del Polo Petroquímico de Paraguaná, apalancando el
desarrollo endógeno nacional.
81
Refinería de Puerto La Cruz (PLC) La Refinería PLC tiene una capacidad nominal de 187 MBD, y está ubicada en el estado
Anzoátegui. En este mismo estado opera de forma integrada la Refinería de San Roque, con una
capacidad de 5 MBD.
Procesa crudo liviano y pesado. Los productos obtenidos se suministran al mercado doméstico y la
producción excedente de jet, diesel y residual se destina al mercado de exportación. En el año 2004
se inició el proyecto de adecuación de calidades de diesel, contribuyendo en la producción de este
tipo de productos de acuerdo con las especificaciones del mercado europeo. La Refinería de San
Roque procesa crudo parafinoso liviano, obteniendo parafina y, el residual es enviado a la Refinería
de PLC.
Actualmente se está orientando la Refinería hacia el procesamiento de crudo pesado y extrapesado,
a través de la ejecución del proyecto de conversión profunda el cual está constituido por la
remodelación de las unidades de destilación, construcción de una unidad de vacío, una unidad de
conversión profunda (HDHPLUS® con tecnología venezolana), una unidad de hidroprocesamiento
secuencial (SHP), unidades auxiliares, servicios, interconexiones y, tanques.
Refinería El Palito (ELP) La Refinería ELP tiene una capacidad de procesamiento de 140 MBD. Se encuentra ubicada en la
región central del país, específicamente en el estado Carabobo. En la actualidad se procesa crudo
mediano, obteniendo productos que son suministrados al mercado doméstico y, el excedente de jet
y residual se destina a la exportación.
Adicionalmente, se contempla la ejecución de un Proyecto de Expansión y Adecuación para el
procesamiento de crudo pesado y la obtención de productos livianos de alto valor económico, que
cumplan con las especificaciones de calidad del mercado internacional. Este proyecto incluye la
instalación de una Planta de Hidrotratamiento de Naftas y una de Reformación Catalítica (CCR), una
Planta de Hidrotratamiento de Diesel, una Planta de Hidrotratamiento de VGO y una Planta de
Conversión Profunda (Coquificación Retardada).
c. Refinación Internacional PDVSA, a través de sus Negocios Internacionales (excluyendo Refinería Isla e incluyendo
participación en las Refinerías Camilo Cienfuegos-Cuba y Petrojam-Jamaica), logró procesar un
volumen total de crudo al 31 de diciembre de 2008 de 1.234 MBD (498 MBD suministrados por
PDVSA), 75 MBD por debajo del volumen procesado para el mismo período de 2007 el cual fue de
1.308 MBD debido, principalmente, a la venta de las Refinerías Paulsboro y Savannah y la
82
disminución de envío de crudo mejorado a la Refinería Chalmette. Adicionalmente se procesaron
145 MBD de insumos destinados a procesos y mezclas.
El volumen de productos obtenidos al 31 de diciembre de 2008 fue de 1.379 MBD de los cuales 503
MBD corresponden a gasolinas y naftas; 476 MBD jet y destilados; 54 MBD residuales; 48 MBD
asfaltos; 6 MBD lubricantes; 109 MBD petroquímicos y, 219 MBD otros productos, entre los que se
incluyen GLP, consumo propio y, especialidades. El procesamiento del crudo en el sistema de
Refinación Internacional, generó una ganancia volumétrica de 36 MBD.
Norteamérica CITGO Petroleum Corporation A través de CITGO, PDVSA produce combustibles livianos y bases petroquímicas, principalmente a
través de las Refinerías Lake Charles, en Louisiana; Corpus Christi, en Texas; y Lemont, en Illinois.
CITGO está comprometida en el refinamiento, mercadeo y transporte de productos como gasolina,
diesel, petroquímicos, lubricantes y ceras refinadas. La capacidad de refinación de crudo es de 749
MBD, procesó 650 MBD en 2008, de los cuales 259 MBD fueron de crudo venezolano.
Los clientes de transporte de combustible de CITGO incluyen mercados al mayor de marcas
reconocidas, estaciones de servicios y aerolíneas, localizadas, principalmente, en el este de las
Montañas Rocosas. CITGO comercializa lubricantes a vendedores independientes, mercadeo al
mayor y clientes industriales. Asimismo, vende insumos petroquímicos y productos industriales a
fabricantes y a compañías industriales a lo largo de los Estados Unidos, vende el coque de petróleo,
principalmente en los mercados internacionales, mercadea gasolina a través de acuerdos con
vendedores independientes y, no opera ni posee estaciones abanderadas propias.
Por otra parte, CITGO se mantiene como uno de los diez más grandes distribuidores de gasolina en
los Estados Unidos, atendiendo alrededor de 7.500 negocios independientes y operando las
estaciones de servicios las cuales suplen, aproximadamente, 4,5% de la gasolina consumida en ese
país.
Durante el primer trimestre del año 2008, CITGO culminó las operaciones de refinación y mercadeo
de asfalto, con la venta de los activos fijos y del inventario de las refinerías de asfalto ubicadas en
Paulsboro, New Jersey; y Savannah, Georgia, con lo cual se produjo una disminución en el nivel de
procesamiento respecto al año anterior impactando, principalmente, en la producción de asfalto; en
tanto que la producción de gasolinas y destilados se mantuvieron, aproximadamente, en el mismo
nivel del año 2007.
83
Los resultados de seguridad de 2008 constituyeron el mejor récord en la historia de CITGO, a pesar
de las paradas mayores, los proyectos de capital y los huracanes en la costa del Golfo de México.
Las tres refinerías de CITGO recibieron siete premios de seguridad de la NPRA (Asociación
Nacional de Petroquímica, por sus siglas en inglés), basados en los resultados de 2007. La unidad
de negocios de terminales y tuberías recibió el premio de Excelencia en Seguridad, otorgado por la
Asociación Internacional de Terminales Líquidos y dos premios del American Petroleum Institute
(API).
En 2008, CITGO logró su segundo año con los mejores resultados ambientales en la historia. La
corporación implementó con éxito el Plan de Continuidad del Negocio, el cual permite continuar con
las operaciones en cualquier circunstancia y/o prácticas de emergencia.
CITGO continuó durante el año 2008 ejecutando proyectos de desarrollo social en comunidades de
los Estados Unidos, en línea con los principios de solidaridad que signan la gestión de PDVSA y que
contribuyen a la calidad de vida de las personas que se encuentran en situación de mayor fragilidad
social, sin importar su origen o ubicación geográfica. A continuación se presenta un resumen de los
aspectos más relevantes de los Proyectos de Desarrollo Social que adelanta CITGO.
Programa Venezuela-CITGO de Combustible para Calefacción 2008-2009 Es el programa social bandera de CITGO en los Estados Unidos y reitera el compromiso de
solidaridad del Gobierno de Venezuela con los pueblos. A la fecha, este programa ha brindado
ayuda a más de 1,2 millones de personas en Estados Unidos. En 2008, el programa distribuyó
combustible gratis a 200 mil hogares en 23 estados de los Estados Unidos, incluyendo a más de
220 comunidades indígenas y cooperativas de viviendas para personas de bajos recursos en la
ciudad de Nueva York. Además, los fondos de CITGO sirvieron para ofrecer asistencia de
calefacción gratuita a más de 210 refugios para personas sin hogar en 14 estados de Estados
Unidos. El invierno 2008-2009 marca el cuarto año consecutivo del Programa Venezuela-CITGO de
Combustible para Calefacción. En este período el programa tendrá un alcance similar a la edición
anterior, beneficiando, en 24 estados, a unas 220 mil familias de bajos ingresos, de las cuales 55 mil
se encuentran en comunidades indígenas.
Programa Venezuela-CITGO de Bombillos Ahorradores de Energía Esta iniciativa complementa el programa de combustible para calefacción, aunque no está
restringido a una temporada determinada del año. Fue diseñado en alineación con la Misión
Revolución Energética que actualmente se lleva a cabo en Venezuela. El 15 de julio de 2008,
CITGO lanzó esta iniciativa con un programa piloto para la distribución de 460.000 bombillos a
23.000 familias de bajos ingresos en 12 ciudades de los Estados Unidos. Durante la vida útil de los
bombillos, el programa permitirá a sus usuarios lograr un ahorro energético de 165 MMKW, que
84
equivalen a unos 15 millones de dólares. Adicionalmente, representa la eliminación potencial de una
cantidad de CO2 al ambiente, semejante al volumen que expedirían 22 mil vehículos automotores.
Al cierre de diciembre de 2008, la distribución de los bombillos a los aliados estratégicos locales
alcanzó 73% del total planeado, con las ciudades donde CITGO tiene presencia de refinerías 100%
en Lake Charles, LA, 100% en Corpus Christi, TX, y 100% en Lemont, IL, lo cual destaca las buenas
relaciones con las instituciones de esas comunidades.
Proyectos Sociales en el Bronx, Nueva York Estos programas también ponen de manifiesto los principios de cooperación, solidaridad y
complementariedad del Gobierno de Venezuela con las comunidades más pobres de Nueva York y
responde a una promesa de apoyo ofrecida por el Presidente de Venezuela en el año 2005. Los
proyectos sociales y de desarrollo ambiental en el Bronx han estado progresando con excelentes
resultados, los informes de avance semestrales han mostrado importantes resultados, los cuales
destacan la amplia repercusión de las actividades dentro de la comunidad del Bronx.
A la fecha, unas 5.000 personas, pertenecientes a familias de bajos ingresos, se han beneficiado
directamente del programa, como resultado de los fondos entregados a unas 25 organizaciones
sociales y ambientales, las cuales se han enfocado fundamentalmente en áreas como: formación y
desarrollo de cooperativas; gerencia, educación ambiental, cívica y cultural; planificación financiera
y de capacitación; nutrición y asuntos de la mujer. En cuanto al tema ambiental, CITGO desarrolló e
implementó tres programas de conservación que promueven la preservación del Río Bronx,
cubriendo actividades de investigación, arborización, concientización y, participación de la
comunidad en labores de saneamiento y evaluación de la calidad del agua del Río Bronx.
Proyecto Café Venezuela-CITGO El proyecto impacta directamente en la calidad de vida de más de 8 mil pequeños y medianos
caficultores y sus familias en Venezuela, al mismo tiempo que fortalece el desarrollo agrícola
nacional en el marco del Plan Soberanía Alimentaria. Los caficultores reciben asistencia técnica
integral para el mejoramiento y expansión de sus cultivos; así como también apoyo financiero para
ampliar su capacidad de producción. Adicionalmente, el proyecto contribuye a incrementar las
exportaciones de productos venezolanos no petroleros, aprovechando el músculo comercial de
CITGO y su red de más de 7.000 estaciones de servicio en los Estados Unidos. Dicho programa de
comercialización de Café Venezuela fortalece la imagen de Venezuela, ofreciendo un producto de
reconocida calidad y de tradición de exportación. Además, apoya la estrategia de mercadeo CITGO
dirigida a la población hispana en los Estados Unidos.
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Programa de Diversificación de Proveedores En línea con las directrices de nuestro Accionista, el nuevo modelo de contratación de CITGO hace
énfasis en la diversificación de proveedores de bienes y servicios; así como en la inclusión social,
privilegiando la contratación de empresas de grupos minoritarios, entre ellos cooperativas y
compañías lideradas por mujeres. Esta iniciativa promueve un cambio en el enfoque cultural de
contratación de bienes y servicios de CITGO.
Fundación Simón Bolívar La Fundación Simón Bolívar fue creada en 2006, con el objetivo de atender pacientes venezolanos
de bajos recursos, en hospitales de la ciudad de Houston y otras partes del mundo, según la
complejidad de cada caso médico. Este programa ofrece apoyo estratégico a los esfuerzos de
atención médica que adelanta PDVSA, asociados al tratamiento de pacientes con cáncer, pérdida
de audición, trasplantes hepáticos y de médula ósea, entre otros.
Chalmette Refining LLC (CRLLC) A través de la Refinería Chalmette, una empresa mixta de participaciones iguales entre PDVSA y
ExxonMobil, PDVSA tiene una participación en capacidad de refinación de 92 MBD en la refinería
localizada en Louisiana. La Refinería Chalmette, tiene capacidad para procesar crudo extrapesado
mejorado producido por la empresa mixta Petromonagas. PDVSA (a través de PDV Chalmette)
tiene la opción de comprar hasta 50% de los productos refinados producidos en la Refinería
Chalmette.
Durante el año 2008 se procesaron 154,6 MBD de crudo, disminuyendo el volumen respecto al año
anterior fue de 177,3 MBD de los cuales 38 MBD fueron de crudo venezolano. Varios eventos
relevantes surgen en Chalmette que afectan el nivel de procesamiento de crudo: el agravamiento
progresivo del problema de manejo de coque (coque caliente), lo cual ocasionó la reducción del
procesamiento del crudo mejorado Cerro Negro de 90 MBD a menos de 30 MBD puntualmente y las
paradas no programadas en las unidades de Destilación N° 1, FCC y Alquilación. Además el
impacto por el huracán Gustav y los problemas en suministro de hidrógeno por parte de terceros.
Durante los últimos años, las principales inversiones realizadas fueron con el propósito de poner al
día la refinería para cumplir con las especificaciones de calidad de productos y regulaciones
ambientales actuales. En el año 2008 se completó el proyecto de diesel ultra bajo azufre. Para el
primer semestre de 2009 se esperan completar los proyectos de reducción de NOx en la unidad
FCC, el proyecto de quemadores de hornos bajo NOx y el proyecto de recobro de vapor en la
unidad de recobro de azufre.
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En paradas programadas se completaron con éxito durante 2008 las paradas planificadas en la
Unidad de FCC y Alquilación, así como la parada de la Unidad de Destilación Atmosférica N° 1.
Merey Sweeny LP (MSLP) PDV Holding y ConocoPhillips poseen una unidad de coquificación retardada de 58 MBD y una
unidad de destilación de crudo al vacío de 110 MBD, integradas dentro de una refinería existente
propiedad de ConocoPhillips en Sweeny, Texas. En esta instalación cada parte posee 50% de
participación. ConocoPhillips ha entrado en acuerdos de suministro de crudo a largo plazo con
PDVSA para abastecer a la Refinería Sweeny con crudo pesado ácido. Este negocio comprende el
suministro de 175 a 190 MBD de Crudo Merey de 16° API desde Venezuela, la duración del
contrato es por 20 años y se vende a precio de mercado paridad Maya. Los ingresos de la empresa
mixta Merey Sweeny consisten en los honorarios pagados por ConocoPhillips a la empresa mixta
bajo el acuerdo de procesamiento, más cualquier ingreso proveniente de la venta de coque a
terceras partes.
Al cierre de 2008 el procesamiento de crudo pesado se ubicó en promedio en 161,5 MBD, lo cual es
inferior al mismo período del año anterior donde se procesaron 171,1 MBD. Esta disminución se
puede explicar debido, principalmente, a problemas en la unidad coker, problemas operacionales en
la unidad de crudo ácido y, al impacto del huracán Ike lo cual conllevó a posponer la parada de
planta programada para el año 2009.
Al igual que el año anterior, durante 2008 un aspecto destacado fue la ganancia por la venta de
coque, la cual ha sido mayor a la presupuestada para el año debido a los altos precios de venta del
coque en el mercado norteamericano.
HOVENSA, LLC PDVSA V.I. posee 50% de las acciones en la Refinería Hovensa, ubicada en las Islas Vírgenes de
los Estados Unidos, en sociedad con Hess Corporation y tiene una capacidad de refinación de 495
MBD aproximadamente. PDVSA tiene contratos de suministro de crudo (Mesa/Merey) a largo plazo
con Hovensa. La refinería está estratégicamente ubicada para suplir gasolina y lubricantes a los
mercados de la costa del golfo y todo el litoral del este de los Estados Unidos. Hovensa también
recibe y procesa otros crudos foráneos.
La refinería opera una Unidad de Craqueo Catalítico Avanzado (FCC) con capacidad de 150 MBD,
una de las más grandes del mundo. Además Hovensa opera una unidad de coquificación retardada
con capacidad de 58 MBD.
Durante el año 2008 se procesaron 442 MBD disminuyendo el volumen con respecto al año anterior
de 453 MBD debido, principalmente, a limitación de carga por la parada de la Unidad Reductora de
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Viscosidad (Visbreaker), el impacto del huracán Omar durante el mes de octubre y las paradas
programadas de la Unidad de Crudo N°3 y Unidad de vacío N°1 durante el mes de noviembre. En lo
que respecta a las unidades más críticas de la refinería, tenemos que el FCC bajó su desempeño de
131 a 109 MBD debido a problemas operacionales asociados a limitaciones de gas combustible por
cambio del rotor de la Turbina de Gas GT-6 durante agosto y septiembre; así como también a
recurrentes fallas en el Enfriador de Gases de Chimenea.
La unidad del Coker durante 2008 tuvo un mejor desempeño respecto al año anterior (la carga
promedio se ubicó en 53,6 MBD vs. 48,4 MBD). El procesamiento de crudo venezolano fue de 271
MBD, de los cuales corresponden 100 MBD de Merey, 152 MBD de Mesa y 18 MBD de Santa
Bárbara y otros.
Durante el año 2008, Hovensa completó el Programa de Bajo Contenido de Azufre para cumplir con
las nuevas regulaciones ambientales. Este programa incluyó una unidad para producir gasolina de
bajo azufre, la cual fue completada durante el tercer trimestre de 2008, desarrollando una capacidad
de proceso de 50 MBD de nafta proveniente de la unidad FCC, lo que representa cerca de 70% de
la Nafta producida por la refinería.
También en Proyectos Mayores de Inversión, durante el año 2008 fueron concluidos la segunda
fase del Programa de Tratamiento de Aguas Residuales y el Proyecto de Expansión de la Turbina
GT-13 con lo cual se concluyó, exitosamente, la ejecución de los proyectos mayores del Programa
de Combustibles Limpios.
Operacionalmente durante el año 2008, se completaron con éxito paradas programadas en la
Unidad de Recuperación de Azufre N° 1, en la unidad Visbreaker y en la Unidad de Hidrotratamiento
N° 5, mientras que las paradas planificadas en la unidad Desulfuradora DD6 y Recuperación de
Azufre SRU 3 se pospusieron para el próximo año, en el cual también se ejecutará la parada de
mantenimiento en el Bloque FCC.
Caribe PDV Cupet, S.A. - Refinería Camilo Cienfuegos El 10 de abril de 2006 se constituyó la empresa mixta PDV Cupet, S.A., con la finalidad de realizar
actividades de compra, almacenamiento, refinación y comercialización de hidrocarburos y sus
derivados; dicha empresa fue constituida por Comercial Cupet, S.A. (51%) y PDVSA Cuba, S.A.
(49%). Esta asociación tiene como objetivo estratégico desarrollar un polo energético en la
República de Cuba mediante el aumento de la capacidad de refinación para la obtención de
productos terminados de alta calidad, utilizando esquemas de conversión profunda y generación de
insumos para el desarrollo de la Industria Petroquímica.
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La Refinería Cienfuegos tiene una capacidad de refinación de 65 MBD, aproximadamente, y se
procesaron 56,16 MBD de crudo (de los cuales la participación de PDVSA durante el año 2008 fue
de 27,5 MBD).
Los proyectos de Refinación en Cuba tienen como objetivos la creación de un Sistema de
Refinación dentro de la iniciativa del ALBA con el desarrollo de la integración, cooperación y
solidaridad entre Venezuela y Cuba, con el fin de asegurar el suministro de productos de calidad al
mercado cubano, incluyendo el LGN y productos petroquímicos, además de diversificar la Matriz
Energética Cubana mediante la transferencia de tecnologías de Refinación de PDVSA con las
mejores prácticas internacionales. En este sentido, al final de 2008 el proyecto de expansión y
adecuación de la Refinería Cienfuegos se encuentra en la fase final de visualización con la empresa
AXENS. Asimismo el proyecto para la reactivación del hidrofinador de diesel de esta refinería el cual
se encuentra en desarrollo, se espera arranque de operaciones para agosto de 2009.
Petrojam Limited - Refinería Jamaica En el marco de Petrocaribe el 14 agosto de 2006 se firma el acuerdo de asociación entre PDV
Caribe y la Corporación de Petróleo de Jamaica (PCJ) el cual se cristaliza el 30 enero de 2008 con
la constitución de la Empresa Mixta Petrojam Ltd. (PCJ 51%, PDV Caribe 49%).
La Refinería de Jamaica está ubicada en el puerto de Kingston y, desde 1993 ha operado de
manera rentable en un mercado no regulado y competitivo. La refinería tiene una capacidad
instalada de 35 MBD y se encuentra en desarrollo la ampliación a 50 MBD, mediante una
adaptación para conversión profunda. Actualmente los productos finales son: GLP, gasolina (sin
plomo 87 y 90), jet A-1, diesel, HFO (2,2% y 3% S) y asfalto (60/70 pen, 85/100 pen, emulsión),
siendo algunos de dichos productos exportados a países de la región caribeña.
Durante el año 2008 el procesamiento promedio de crudo de la Refinería de Jamaica se ubicó en
24,9 MBD (actualmente la dieta de la refinería es casi 100% crudo venezolano). La utilización de la
refinería para este período fue de 81,6% debido, principalmente, a que durante el mes de octubre la
operación de la refinería se detuvo para regeneración de catalizador.
Dentro de los proyectos asociados a la expansión de la refinería que se encuentran en desarrollo se
tienen: nueva caldera, coquificación retardada, reductora de viscosidad, expansión del reformador y,
facilidades anexas.
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Europa Ruhr Oel GmbH A través de Ruhr Oel GmbH (ROG), una empresa mixta propiedad 50% de PDVSA y 50% de
Deutsche BP, se tiene una participación patrimonial en cuatro refinerías de Alemania
(Gelsenkirchen, MiRO, PCK y Bayernoil), la capacidad de refinación de crudo de PDVSA es de 115
MBD, 37 MBD, 45 MBD y 33 MBD, respectivamente, para un total de 230 MBD. PDVSA suministra
a ROG 217 MBD de crudo distribuido en 194 MBD en compras a terceros y, 23 MBD de crudos
Maralago 15 y, Maralago 22.
El complejo Gelsenkirchen incluye unidades modernas a gran escala que están integradas con las
refinerías localizadas en el mismo complejo y produce, principalmente, olefinas, productos
aromáticos, amoníaco, metanol y otros productos petroquímicos. El complejo petroquímico
Gelsenkirchen tiene una capacidad de producción promedio de aproximadamente 3,5 millones de
toneladas métricas de olefinas por año, productos aromáticos, metanol, amoníaco y otros productos
petroquímicos.
Durante el año 2008 el procesamiento de crudo Maralago se ubicó en promedio en 23 MBD
mientras que, prácticamente, no se realizó carga de crudo liviano PDVSA (sólo cerca de 1,6 MBD)
con lo cual se ha comprado una mayor cantidad de crudo a terceros respecto al mismo período del
año anterior (194,0 MBD vs. 186,3 MBD). La producción de gasolinas y destilados aumentó
respecto a 2007 a pesar de los problemas en la refinería de Bayernoil y los bajos márgenes de
refinación que hicieron necesaria la reducción de crudo; sin embargo, contribuyó positivamente que
las paradas en la unidad FCC en la Refinería PCK y la unidad de Alquilación en la Refinería MiRO
finalizarán a tiempo y que, tanto en MiRO como en Bayernoil el cambio a Gasolina E5 (Gasolina con
5% de Etanol), se completará exitosamente. Asimismo se efectuaron con éxito las paradas de
mantenimiento en Gelsenkirchen y en Bayernoil.
Durante el año 2008, ROG continúo realizando nuevas inversiones en el área de seguridad,
ambiente y en mantenimiento de las refinerías con la finalidad de cumplir las exigencias legales de
la Comunidad Europea. La adecuación de la Refinería de Bayernoil o Proyecto ISAR ha sido
terminada con éxito.
NYNAS AB A través de Nynas AB, empresa mixta propiedad 50% de PDV Europa y, 50% de Neste Oil, se tiene
una participación en tres refinerías especializadas: Nynäshamn y Gothenburg, en Suecia, y Dundee
en Escocia. Las refinerías de Nynas están diseñadas, especialmente, para procesar crudo pesado
ácido. PDVSA también posee 25% de participación en una refinería en Eastham en Inglaterra,
especializada en la producción de asfalto.
90
La Refinería Nynäshamn produce asfalto y aceites especiales de bases nafténicas; mientras que las
refinerías en Dundee, Eastham y Gothenburg son especializadas en producción de asfalto. Es
importante destacar que las proporciones de componentes nafténicos, parafínicos y aromáticos del
crudo pesado ácido venezolano lo convierte en una materia prima particularmente apropiada para
ambos productos. PDVSA suministró a Nynas 28 MBD de crudo de los cuales 24 MBD son crudos
venezolanos y, 4 MBD son compras a terceros.
Durante el año 2008 en el negocio de bitumen de Nynas los márgenes de ganancia fueron mayores
que lo presupuestado debido a efectos de la fórmula de precios. Hubo una alta demanda de asfalto,
por lo cual Nynas está incrementando su porción del mercado en Finlandia, Dinamarca y Noruega.
En el área de nafténicos los volúmenes de ventas incrementaron con respecto al año pasado pero
los precios decrecieron en igual proporción, debido a los altos precios de VGO, que no se ha podido
pasar al cliente. La demanda de lubricantes es alta en Europa y Asia, con lo cual se han encontrado
nuevas oportunidades en aceites para cauchos y transformadores, incrementando capacidad por las
mejoras de confiabilidad. Sin embargo, la crisis económica existente empezó a notarse claramente
a finales de 2008 en cuanto a la demanda de lubricantes, particularmente en Estados Unidos.
La siguiente tabla muestra el balance consolidado de refinación nacional e internacional detallando:
la capacidad de refinación, aportes de crudo provenientes de producción propia/terceros, compra de
insumos y, tasa de producción.
91
BALANCE CONSOLIDADO DE REFINACIÓN NACIONAL E INTERNACIONAL
Capacidad Total de RefinaciónParticipación de PDVSA en la Capacidad
Alimentación a Refinación (1)
Crudo - Suministrado por PDVSA Liviano 416 15% 446 16% 466 16%Mediano 654 24% 858 31% 607 21%Pesado 627 23% 478 17% 776 27% Subtotal 1.697 63% 1.782 64% 1.849 64%Crudo - Suministrado por Terceros Liviano 402 15% 387 14% 449 15%Mediano 128 5% 116 4% 108 4%Pesado 214 8% 236 8% 242 8% Subtotal 744 27% 739 26% 798 28%Otros InsumosSuministrados por PDVSA 125 5% 182 6% 164 6%Suministrados por Terceros 142 5% 98 3% 88 3% Subtotal 267 10% 280 10% 253 9%Alimentación Total a Refinación Suministrado por PDVSA (2) 1.822 67% 1.964 70% 2.013 69%Suministrado por Terceros 886 33% 837 30% 887 31% Alimentación Total a Refinación 2.708 100% 2.801 100% 2.900 100% Factor de Utilización (3)
Productos Obtenidos (4)
Gasolinas / Naftas 906 33% 937 33% 960 33%Destilados 896 33% 892 32% 985 34%Residual de bajo Azufre 54 2% 75 3% 69 2%Residual de alto Azufre 293 11% 274 10% 246 8%Asfalto / Coque 63 2% 130 5% 132 5%Lubricantes 14 1% 13 0% 18 1%Petroquímicos 109 4% 107 4% 87 3%Otros 411 15% 434 15% 449 15% Total Producido 2.746 101% 2.862 102% 2.947 102%Consumo, (ganancias)/pérdidas -38 -1% -61 -2% -47 -2% Total Producido 2.708 100% 2.801 100% 2.900 100%
2008
4.2753.035
80%
MBD
85%
2006
4.2873.098
MBD2007
4.2873.098
81%
MBD
(1) PDVSA aportó 69%, 70% y 69% de los requerimientos totales de crudo e insumos a las refinerías en las que posee
participación para los años 2008, 2007, y 2006, respectivamente.
(2) Incluye el suministro de crudo y otros insumos.
(3) Cociente entre el crudo total para refinación y la participación de PDVSA en capacidad de refinación.
(4) La participación de PDVSA en la gama de productos.
92
Nuevos Proyectos de Refinación El Plan Siembra Petrolera Refinación 2008-2021 contempla la construcción de nuevas refinerías
en suelo venezolano y la adecuación de las plantas ya existentes, orientado a incrementar la
capacidad de procesamiento de crudos pesados y extrapesados, mediante la implementación de los
siguientes proyectos:
• Nuevas Refinerías: Batalla de Santa Inés (60 MBD para 2012, en evaluación posible expansión
a 100 MBD para 2014) en el estado Barinas; Cabruta 400 MBD, en el estado Guárico, que será
desarrollada en dos fases de 200 MBD cada uno; actualmente en proceso de reevaluación y en
espera de un estudio de oportunidades del mercado de asfalto; asimismo se contempla una
nueva refinería en el estado Zulia 200 MBD.
• Adecuación de las plantas existentes: Centro de Refinación Paraguaná (Amuay y Cardón),
Refinería Puerto La Cruz y Refinería El Palito, lo cual modificará el patrón de refinación actual a
fin de incrementar el procesamiento de crudos pesados y extrapesados venezolanos. Los
proyectos en Refinerías PLC y ELP se encuentran en fase de ingeniería básica.
• Cinco Mejoradores de Crudos Extrapesados de la FPO, en trenes de 200 MBD cada uno.
Asimismo en el Plan de Refinación se han identificado los siguientes proyectos internacionales, con
el propósito de alcanzar márgenes más altos en productos de petróleo refinado cumpliendo con los
estándares de calidad estipulados por cada mercado:
• En el Caribe: adecuación y expansión de refinerías en Jamaica 35 a 50 MBD y en Cuba Camilo
Cienfuegos (65 a 150 MBD) y, Hermanos Díaz (22 a 50 MBD). Nuevas refinerías en Nicaragua
(150 MBD), Dominica (10 MBD), Cuba Matanzas (150 MBD), y Haití (20 MBD).
• En Latinoamérica: construcción de nuevas refinerías en Brasil 200 MBD, Ecuador 300 MBD y
Paraguay 35 MBD.
• En Asia: se contemplan nuevas refinerías en China (Gaolan Dao 400 MBD, Weihai 200 MBD y
Shandong 200 MBD) que adoptarán tecnologías de avanzada, cumpliendo con estándares de
calidad EURO IV. Igualmente se contemplan proyectos en Siria 140 MBD y Vietnam 200 MBD.
93
4. Comercio y Suministro a. Exportaciones La gestión de Comercio y Suministro se desenvolvió durante el año 2008 en el contexto de un
mercado mundial caracterizado por la desaceleración de la economía estadounidense, europea y
asiática, retiro de fondos especulativos del mercado de crudos a futuro, disminución de la demanda
de hidrocarburos a nivel mundial, débiles márgenes de refinación y tensiones geopolíticas en países
productores.
En este entorno se continuaron materializando las estrategias generales del comercio de PDVSA:
• Suplir prioritariamente el mercado interno mediante el suministro confiable y oportuno de crudos
y productos.
• Lograr los mejores precios del mercado internacional en la comercialización y venta de
hidrocarburos.
• Disminuir costos asociados a transporte, almacenamiento e infraestructura.
• Diversificar los mercados para nuestros crudos y productos con visión hacia el mercado asiático
en China y dar soporte a la integración energética con los países de Suramérica, Centroamérica
y, el Caribe.
• Honrar los acuerdos gubernamentales a nivel internacional suscritos para suministro, intercambio
y obtención de financiamientos.
Para el año 2008, las exportaciones a nivel Nación de crudos y productos al mercado alcanzaron
2.897 MBD, lo que representa un incremento de 108 MBD con respecto al año 2007 de 2.789 MBD.
De este total, las exportaciones de crudo fueron de 2.228 MBD y 669 MBD de productos refinados y
líquidos del gas natural (LGN).
94
Exportación Nación (MBD)
2.615 2.612 2.527
EXPORTACIÓN NACIÓN (MBD) 2008 2007 2006 (1) 2005 2004Total (PETRÓLEO Y PRODUCTOS) 2.897 2.789 2.975 3.023 2.839 Empresas Filiales 2.876 2.496 2.615 2.612 2.527
PDVSA Petróleo 2.417 2.390 2.482 2.454 2.407 PDVSA Gas 52 67 74 56 49 CVP 375 - - - - Bitor 20 26 43 86 53 Commerchamp 12 13 16 16 18
Terceros en la Faja 21 293 360 411 312
PETRÓLEO 2.228 2.116 2.210 2.206 2.135 Empresas Filiales 2.213 1.874 1.917 1.876 1.867
PDVSA Petróleo 1.892 1.874 1.917 1.876 1.814 Liviano 548 567 634 689 624 Mediano 320 290 255 248 298 Pesado y extrapesado 1.024 1.017 1.028 939 892
CVPesado y extrapesado 321 - - - - Bitor (2) - - - - 53
Terceros en la Faja 15 242 293 330 268 PRODUCTOS (REFINADOS Y ORIMULSIÓN®) 669 673 765 817 704 Empresas Filiales 663 622 698 736 660
PDVSA Petróleo 525 516 565 578 593 Gasolinas y naftas 69 80 95 87 103 Destilados 104 133 140 162 178 Combustible residual fuel oil 227 160 174 189 174 Asfalto - 10 16 20 20 Kerosene/Turbocombustibles/Jet 64 59 58 60 61 Otros 61 74 82 60 57
PDVSA Gas 52 67 74 56 49 CVP 54 - - - - Bitor 20 26 43 86 -
Orimulsión® (2) - - 25 86 - Combustible residual fuel oil 20 26 18 - -
Commerchamp (3) 12 13 16 16 18 Combustible residual fuel oil 3 4 8 8 11 Kerosen/Turbocombustibles/Jet 9 9 8 8 7
Terceros en la Faja (coque, azufre) 6 51 67 81 44
(1) Se incluyen exportaciones de 5,4 MBD y 13 MBD de Orimulsión® correspondientes a la alícuota de Bitor y Terceros en la
empresa Sinovensa.
(2) Bitor para el año 2004 se incluía en crudos, a partir del año 2005 se incluyó en los productos.
(3) No se incluyen las ventas realizadas en Freeport (BORCO) ni las ventas a PDVSA Petróleo.
En cuanto a los destinos de las exportaciones totales de petróleo, en 2008 fueron de 2.228 MBD, de
los cuales 1.340 MBD (60%) fue exportado a los países de Norteamérica (incluyendo a la isla
estadounidense de Saint Croix); 408 MBD (18%) al Caribe; 20 MBD (1%) a Centroamérica; 22 MBD
(1%) a Suramérica; 146 MBD (7%) a Europa; 276 MBD (12%) a Asia; 8 MBD (0,5%) a África y 8
MBD (0,5%) de exportaciones de la FPO.
Del total de productos refinados y líquidos del gas natural generados en Venezuela, 669 MBD
fueron exportados; de éstos, 160 MBD (24%) se vendieron a los países de Norteamérica
(incluyendo a la isla estadounidense de Saint Croix); 141 MBD (21%) al Caribe; 20 MBD (3%) a
95
Centroamérica; 76 MBD (11%) a Suramérica; 99 MBD (15%) a Europa; 146 MBD (22%) a Asia; 15
MBD (2%) a África y 12 MBD (2%) a localidades no registradas por tratarse, principalmente, de
naves en tránsito.
A continuación se muestra la tabla de exportaciones por destino efectuada en los años 2008 y 2007
de petróleo y productos:
EXPORTACIONES POR DESTINO (MBD)
EXPORTACIONES POR DE
PETRÓLEO (3) PRODUCTO TOTAL
2008 2007 2008 2007 2008 2007
Total (1) 2.228 2.116 669 673 2.897 2.789
Norteamérica 1.340 1.461 160 230 1.500 1.691 E.U.A. Continental 1.052 1.145 156 218 1.208 1.363 E.U.A. Saint Croix (2) 271 295 - 1 271 296 Canadá 17 21 2 8 19 29 México - - 2 3 2 3
Caribe Insular 408 316 141 169 549 485 Curazao 205 201 7 8 212 209 Caribe Insular 2 203 115 134 161 337 276
Aruba 49 20 - 1 49 21 Bahamas - 1 91 90 91 91 Bonaire - 2 - - - 2 Cuba 98 45 17 42 115 87 Haití - - 1 - 1 - Jamaica 22 22 3 3 25 25 Martinica 2 - - - 2 - Puerto Rico - - 1 7 1 7 República Dominicana 19 12 13 16 32 28 San Eustaquio - - 8 2 8 2 Santa Lucia 7 5 - - 7 5 Trinidad 6 8 - - 6 8
Centroamérica 20 16 20 17 40 33 Costa Rica 10 13 5 9 15 22 El Salvador - 2 4 1 4 3 Guatemala - - 2 2 2 2 Honduras - - 1 3 1 3 Nicaragua 10 1 - - 10 1 Panamá - - 8 2 8 2
Suramérica 22 24 76 50 98 74 Bolivia - - 1 2 1 2 Brasil - - 24 13 24 13 Chile - - - 2 - 2 Colombia - - 2 1 2 1 Ecuador - - 49 30 49 30 Paraguay - - - 1 - 1 Perú 5 1 - 1 5 2 Uruguay 17 23 - - 17 23
DESTINO
96
PETRÓLEO (3) PRODUCTO TOTAL
2008 2007 2008 2007 2008 2007
Europa 146 176 99 97 245 273
Alemania 31 27 - - 31 27Bélgica 14 15 3 - 17 15Bulgaria - - - 3 - 3Croacia - - - 2 - 2España 21 41 25 20 46 61Francia - 2 12 11 12 13Grecia - - 10 10 10 10Holanda 19 27 24 10 43 37Italia 14 16 16 18 30 34Malta - - - - - - Portugal 5 - 2 1 7 1Reino Unido 21 26 5 20 26 46Rumania - - 2 - 2 - Suecia - 20 - - - 20Otros 21 2 - 2 21 4
Asia 276 112 146 87 422 199China 101 85 36 10 137 95India 134 22 - - 134 22Japón - 5 - - - 5Líbano - - - - - - Malasia 2 - 5 - 7 - Singapur 39 - 87 52 126 52Turquía - - 18 25 18 25
África 8 9 15 8 23 17Angola - - 1 - 1 - Costa de Marfil 3 9 1 - 4 9Ghana - - 1 - 1 - Marruecos - - 7 7 7 7Nigeria - - 2 - 2 - Suráfrica 5 - - - 5 - Togo - - 2 - 2 - Túnez - - 1 1 1 1
Otros (4) 8 2 12 15 20 17Faja 8 2 - 2 8 4Commerchamp - - 12 13 12 13
DESTINO
(1) Se incluye PDVSA Petróleo, CVP, BITOR, asociaciones de la Faja y LGN de PDVSA Gas.
(2) Las exportaciones a la isla estadounidense Saint Croix, se incluyen en Norteamérica y no en el Caribe.
(3) Petróleo: Incluye petróleo crudo y petróleo mejorado.
(4) Otros: En la FPO: Destinos no suministrados por socios de la Faja, Commerchamp: Ventas de combustibles a naves en
tránsito, en aeropuertos y puertos internacionales del país.
La filial de PDVSA denominada COMMERCHAMP está dedicada a la venta de combustibles a las
naves en tránsito, en puertos y aeropuertos internacionales del país; al 31 de diciembre de 2008 las
exportaciones alcanzaron un volumen de 3 MBD de combustible residual para barcos y 9 MBD de
combustible para motores a reacción de aeronaves totalizando 12 MBD. Para el primer trimestre del
año 2008 se realizó la venta del terminal de almacenamiento Bahamas Oil Refining Company
International Limited (BORCO).
97
En materia de comercialización internacional de productos al detal, y con el objetivo de cumplir con
la visión geopolítica de Integración Latinoamericana, Commercit logró colocar en el mercado 2,6
millones de galones de lubricantes terminados, conjuntamente con las filiales internacionales PDV
Ecuador, PDV Brasil y PDV Guatemala; esta última apoya las actividades para el mercado de
Guatemala, El Salvador y Belice.
Asimismo, se comercializaron 1,3 millones de galones de bases lubricantes para atender pequeños
requerimientos en el mercado suramericano a través de PDV Ecuador.
La comercialización internacional deja en 2008 logros asociados a las diversas estrategias. En la
tabla siguiente, se muestran las ventas de productos en las cuales, además de las exportaciones, se
incluyen ventas desde la Refinería Isla en Curazao, operada por PDVSA y transacciones de
compra-venta en el exterior, realizadas en pequeñas cantidades para satisfacer acuerdos
internacionales.
VENTA DE PRODUCTOS A NUEVOS MERCADOS Expresado en MBD
Destino 2008 2007 Variación
Caribe Insular 222 195 14%Centroamérica 39 27 41%Suramérica 122 82 49%Asia 251 209 20%
En síntesis, la gestión internacional del comercio de PDVSA deja un satisfactorio balance de ventas
a precios de mercado, con soporte a la unión latinoamericana, ampliación de mercados hacia el
hemisferio oriental y, cumplimiento de todos los acuerdos internacionales.
b. Mercado Interno Comercialización y Distribución Venezuela (CyDV) es la organización de PDVSA encargada de
comercializar y distribuir productos derivados del petróleo en el territorio nacional, con la finalidad de
satisfacer, de manera consistente el mercado interno, conforme con los requisitos establecidos y
alineados al Plan de Desarrollo Económico y Social de la Nación 2007-2013.
En la siguiente tabla se muestra el histórico de las ventas de PDVSA al mercado interno de líquidos
y gas:
98
VENTAS AL MERCADO LOCAL
2008 2007 2006 2005 2004
Líquidos (MBD) 580 564 548 506 485Gas natural licuado (MBD) 81 82 83 78 69Productos Refinados (MBD) 499 482 465 428 416
Gasolinas para automóviles 287 274 257 240 232Gasóleos y destilados 148 137 133 121 115Residual 34 41 45 40 42Asfaltos 11 11 11 8 6Kerosene y turbocombustibles 5 6 5 6 5Otros (1) 6 6 7 7 7Aceites, lubricantes y grasas 5 4 5 5 5Naftas 2 2 1 1 2Azufres y otros químicos 1 1 1 1 2
Gas natural (MBpe) 307 512 431 392 354
Total Líquidos y gas natural (MBpe) 887 1.076 979 898 839
Gas natural (MMPCD) 1.870 2.973 2.632 2.394 2.055
Gas natural ($/MPC) 1,63 0,77 0,54 0,54 0,55
Líquidos ($/Bl) 8,39 7,29 7,07 6,97 7,44
(1) Otros: propileno, negro humo, solventes, parafinas, gasolina de aviación, gasolina blanca y coque.
Durante el año 2008 el consumo de gasolinas para automóviles aumentó en 13 MBD (4,7%) con
respecto al año anterior. Este incremento se debe, principalmente, a la incorporación de
aproximadamente 260.000 nuevos vehículos al parque automotor del país, vendidos durante el año
2008.
Para satisfacer las demandas futuras de líquidos y gas al mercado interno se desarrollan proyectos
que permitirán disponer de nuevos volúmenes y mejorar la confiabilidad operacional de la
infraestructura existente, fortaleciendo la red de distribución para el desarrollo nacional y respaldar
el Plan Siembra Petrolera.
Dentro de los proyectos que desarrolla Comercialización y Distribución Venezuela, enmarcados en
el Plan Siembra Petrolera, se encuentran:
Autogas - Gas Natural Vehicular (GNV) Este proyecto tiene como objetivo liberar combustible (gasolinas) del mercado interno a través de la
construcción de puntos de expendio de GNV y, conversión de vehículos al sistema dual (gasolina-
gas) a nivel nacional, que permitan el cambio en el patrón de consumo de combustibles líquidos a
gaseosos.
99
Contempla la implantación, a nivel nacional, de 457 nuevos puntos de expendio de GNV y reactivar
141 puntos en estaciones de servicio existentes. Construcción de 20 centros de conversión en
instalaciones de PDVSA para ser operados por Empresas de Propiedad Social (EPS) y, la
contratación de 183 centros de conversión, con el fin de convertir, aproximadamente, 465.881
vehículos para uso de GNV en 12 estados durante el período 2006-2012, incluyendo el aporte de
las ensambladoras y comercializadoras de acuerdo con la resolución 191 publicada en Gaceta
Oficial N° 38.967.
De los 457 nuevos puntos de expendio se inició la construcción de 42 puntos y la ingeniería de 61
puntos, se concluyó la contratación de 130 puntos, los cuales ya están en proceso de movilización
de equipos para el inicio; adicionalmente, está en proceso de adjudicación 70 puntos, para un total
304 puntos de expendio.
En cuanto a la reactivación de 141 puntos de expendio en estaciones de servicio, se han habilitado
126 puntos, se ha finalizado 100% la ingeniería de adecuación de los 14 restantes, los cuales
iniciarán su adecuación a partir del segundo trimestre de 2009.
Para la conversión de vehículos, se cuenta con 58 centros de conversión contratados y operativos, y
125 están en proceso de arranque. Se adquirieron 5 camiones cava, los cuales están en proceso de
adecuación con la finalidad de ser utilizados como talleres móviles, permitiendo incrementar la tasa
de conversión en áreas lejanas a los centros de conversión.
El proyecto Autogas ha sostenido reuniones con 26 empresas importadoras y ensambladoras,
donde se han presentado 90 modelos de vehículos y revisado las estructuras de costos
relacionadas, para la adaptación en el uso individual de GNV y gasolina.
La Gaceta Oficial N° 38.967, en resolución conjunta de los Ministerios del Poder Popular para la
Energía y Petróleo, Industrias Ligeras y Comercio, Infraestructura, y Economía y Finanzas se regula
el programa de GNV concerniente a vehículos ensamblados en Venezuela e importados; establece
que las empresas importadoras, fabricantes y, ensambladoras deben garantizar que, en el año 2009
un mínimo de 30% de los vehículos automotores deben ser convertidos al sistema dual, del total
anual de su producción e importación que será ser comercializado en el territorio nacional.
Asimismo, PDVSA asumirá todos los costos asociados a la conversión y mantenimiento de los
vehículos duales (equipos, materiales y mano de obra) generados por ensambladoras y
comercializadoras.
Proyecto Suministro Falcón- Zulia (SUFAZ) El objetivo de este proyecto es disminuir el cabotaje entre el Centro de Refinación Paraguaná (CRP)
y la Refinería Bajo Grande, lo que origina la liberación de tanques de almacenamiento (600 MBls) y
100
del muelle 1 en Bajo Grande, permitiendo incrementar la exportación de crudo y la disponibilidad de
buques para exportación.
En este sentido, se tiene previsto el diseño, procura de materiales (tubería de 24 pulgadas, válvulas
de seccionamiento, equipos y materiales mecánicos, eléctricos y de instrumentación) y la
construcción de un poliducto de 222 Km de longitud entre el CRP, la Planta de Mezcla y Envasado
ubicada en Cardón y la estación de bombeo en Ulé, donde interconectará con el poliducto
denominado SUMANDES; además, la construcción de las obras del tramo Tiguadare-CRP; e
instalación de la Plataforma de Telecomunicaciones, durante el período 2002-2010. El proyecto
SUFAZ tiene un avance físico acumulado de 44% al 31 de diciembre de 2008 y corresponde a la
ingeniería concluida, permisología obtenida y los materiales y equipos adquiridos.
Proyecto Ampliación Capacidad SUMANDES Planta de Distribución San Lorenzo El nombre corresponde al proyecto original ejecutado entre finales de los años 80 hasta su puesta
en operación en 1992 sobre el Suministro de Combustible a la Región Andina o a los Andes
(SUMANDES).
Este proyecto contempla el diseño, procura de los equipos, materiales y construcción de la
infraestructura necesaria para aumentar la capacidad de transporte de gasolina, diesel y kerosene
por el poliducto SUMANDES, con el propósito de cumplir con los nuevos escenarios de demanda
hasta el año 2021. Asimismo, permitirá cubrir un volumen de exportación a Colombia de 2,5 MBD de
gasolina y 1,2 MBD de diesel, según pronósticos del año 2010. Para llevar a cabo este proyecto se
tiene previsto construir una nueva estación de bombeo en el área del Bloque M6 del Campo Tía
Juana, estado Zulia y una subestación eléctrica que la alimente. También contempla efectuar el
reemplazo de las bombas existentes en la Planta San Lorenzo ubicada, en San Lorenzo-San
Timoteo, estado Zulia.
El proyecto presenta un avance físico acumulado de 91% al 31 de diciembre de 2008,
correspondiente a la culminación de la construcción de la subestación eléctrica e instalación de los
equipos de bombeo en la estación del Bloque M6.
Para el año 2009 se tiene previsto culminar las facilidades mecánicas asociadas a la instalación del
sistema de bombeo en el Bloque M6, culminar la fase de pruebas y operaciones iniciales, terminar
el reemplazo de las bombas en la estación de bombeo de San Lorenzo con su correspondiente
infraestructura; así como también realizar las pruebas de operación, arranque y adquisición de
repuestos mecánicos para dos años de operación.
101
Proyectos de confiabilidad operacional La cartera está constituida por las siguientes categorías: 4 proyectos de suministro eléctrico, 32 de
protección integral, 10 de automatización, informática y tecnología, 2 de ambiente, 7 de confiabilidad
de planta, 2 de desarrollo urbano y 6 en otras inversiones que incluyen mejoras en 4 aeropuertos,
para garantizar que la infraestructura de suministro se mantenga a la vanguardia en tecnología y,
apegada a la normativa de seguridad.
• Suministro Eléctrico: Se realizó la culminación del tendido eléctrico de la Planta de Distribución
Puerto Ordaz, logrando un sistema alterno de suministro eléctrico que garantiza una mayor
flexibilidad operacional.
• Confiabilidad de Planta: Se logró aumentar la capacidad de almacenamiento de asfalto caliente
en 50%, con la puesta en funcionamiento del TK 22 en la Planta de Asfalto El Chaure,
adicionalmente, se reemplazaron las trazas eléctricas (1.000 Voltios y 480 Voltios) y se logró
optimizar los tiempos de llenado de gandolas en 60% (de 20 minutos a 8 minutos) y reducción
del tiempo de descarga de los buque tanques de asfalto en 30%.
Se logró un avance de 11% de la fase de ingeniería básica en el Proyecto de Aumento de
Capacidad del Poliducto El Palito-Barquisimeto. Por otra parte, en el proyecto de la Nueva Planta
de distribución Catia La Mar se culminó la fase de ingeniería conceptual, asimismo, se realizaron
los trámites de Habilitación y Disposición de Inmuebles (HDI), para la confirmación de permisos y
aceptación ante los entes involucrados (Corpovargas, Ministerio del Poder Popular para la
Infraestructura y Ministerio del Poder Popular para la Defensa) del área que arrojó los estudios
que adelanta la gerencia de Ingeniería para la construcción de ésta planta. Durante el 2008 se
ejecutaron ocho mantenimientos de tanques en las siguientes plantas de distribución: cuatro en
el Guamache, dos en San Tomé y dos en Puerto Ordaz.
• Protección Integral: Se culminó el proyecto de mejoras del sistema de puesta a tierra para los
tanques de la Planta de Distribución de Bajo Grande, para aumentar la protección contra
descargas atmosféricas.
• Proyectos de AIT: Se culminó la instalación de un nuevo sistema de parada de emergencia y
sistema de detección de incendio en las Plantas de Distribución de Puerto La Cruz, San Tomé,
Maturín, Puerto Ordaz, Ciudad Bolívar y Barquisimeto, logrando reemplazar sistemas obsoletos,
garantizando la seguridad integral y continuidad operacional; se culminó el reemplazo de
actuadores en las plantas de El Palito y Yagua.
c. Deltaven Filial de PDVSA, cuya misión es comercializar productos marca PDV, respondiendo a las
necesidades de los clientes en el territorio nacional, alineado al compromiso de la Corporación con
102
la comunidad, asegurando la preservación del medio ambiente, realización humana, confianza y
rentabilidad.
Tiene por objetivo brindar productos y servicios de alta calidad que satisfagan plenamente los
requerimientos de todos sus clientes tanto internos como externos, con la finalidad de ser
reconocidos como la comercializadora líder del mercado nacional de productos derivados de
hidrocarburos que por su calidad, servicio a sus clientes y su relación con la comunidad, genere
valor agregado a PDVSA; para alcanzarlo, es política de Deltaven mantener su personal capacitado,
utilizando tecnología de punta y programas eficientes de aseguramiento de la calidad, acorde con
las normas ISO 9001:2000, todo enmarcado dentro de la rentabilidad del negocio.
La comercialización de los productos se despliega en los siguientes negocios:
• Venta de combustibles a través de 1.865 estaciones de servicio (E/S) distribuidas en el territorio
nacional.
• Venta de combustibles para aeronaves atendidas por 20 plantas de distribución en el país, y la
venta de combustibles y lubricantes para transporte marítimo, mediante tuberías y cisternas o
gabarras.
• Venta de combustibles y lubricantes para los sectores automotor, industrial y eléctrico, así como
especialidades (azufres, coque, parafinas, solventes y asfaltos). En el caso de los lubricantes
PDV, Deltaven cuenta con la Planta de Mezcla y Envasado ubicada en Cardón, estado Falcón,
produciendo en promedio, aproximadamente, 310.000 Lts/día en toda su gama de productos
terminados.
Deltaven en el año 2008 inició el suministro de combustible a 876 E/S independientes que fueron
suplidas por otros mayoristas de combustible en Venezuela, dando cumplimiento a lo establecido en
la nueva Ley de Reordenamiento del Mercado Interno de Combustibles Líquidos, según Gaceta
Oficial Nº 39.019 del 18 de septiembre de 2008 la cual establece la toma del control de las
actividades de intermediación para el suministro de los combustibles líquidos por razones de
conveniencia nacional con carácter de servicio público y, adicionalmente, efectuar el
abanderamiento de todas las instalaciones donde se realice dicho proceso de intermediación.
La venta promedio en Deltaven a nivel nacional al 31 de diciembre 2008 alcanzó un volumen de 327
MBD y, para el mismo período del año 2007 se obtuvo un volumen de ventas de 295 MBD, lo que
representa un incremento de 10,5% con respecto al año 2007, lo cual se logró con la absorción de
las otras mayoristas según la Ley de Reordenamiento del Mercado Interno de Combustibles
Líquidos e inicio de la facturación de 55 clientes nuevos (23 aviación, 2 marino, 3 lubricantes
marinos y 27 industrial), y la inauguración de la Planta Suministro Combustible Aeropuerto Valencia
103
y tres estaciones de servicios: Lanciano 2020 (Región Metropolitana); Yagua (Región Centro) y,
José Gregorio Hernández (Región Centro).
En la Planta Envasadora Cardón se alcanzaron resultados satisfactorios en auditoría de
recertificación ISO 9001:2000 e ISO TS 16949, Sello Fondonorma, Certificado API, Premio Q1 Ford,
ISO 14000, y Marca Norven, y obtenido 80% de avance en los procesos requeridos para alcanzar la
acreditación del laboratorio de la Planta Envasadora Cardón, bajo la Norma ISO 17025.
Adicionalmente, en la evaluación técnica lubricantes 15W-40 y 5W-40, vehículos Tiuna y Toyota, en
expediciones por Suramérica (35.000 Km) se obtuvieron resultados altamente satisfactorios, en
condiciones extremas.
Dentro de los proyectos que desarrolla Deltaven enmarcados en el Plan Siembra Petrolera, se
encuentra la construcción y remodelación de estaciones de servicio (E/S), en donde se tiene la
nueva E/S El Mirador que se estima terminar en el primer trimestre de 2009; una remodelación
culminada E/S Río Catatumbo y, en ejecución, la remodelación de dos estaciones de servicios:
Veitía y Santa Elena de Uairén.
En Deltaven, se incentiva a las organizaciones con la finalidad, social como pesqueras y agricultoras
mediante la construcción, mantenimiento y disposición de combustibles en ciertos puntos
estratégicos del territorio nacional. Por consiguiente se han inaugurado tres módulos de
combustibles pescar: Playa Blanca en Carabobo, Robledal y Boca De Río en Nueva Esparta y por
inaugurar nueve módulos de combustibles pescar: Puerto Vivas en Barinas, Puerto Viejo y Palmarito
en Mérida, La Vela y Puerto Cumarebo en Falcón, La Zorra en Vargas, Cata en Aragua, Manzanillo
en Nueva Esparta y, Las Bonitas en Bolívar.
PDVSA Empresa Nacional de Transporte, C.A. Esta empresa se creó bajo la figura de filial de PDVSA Petróleos con el nombre de Empresa
Nacional de Transporte, cuya finalidad es suministrar el servicio de transporte de combustibles
líquidos para satisfacer la demanda del mercado interno en todo el territorio nacional, mediante el
uso de la flota propia y contratada, garantizando la entrega del producto con adecuados estándares
de seguridad y confiabilidad.
Se incorporaron nueve empresas de transporte de las 93 empresas, que manejan 60% del volumen
transportado a nivel nacional.
104
EMPRESAS Al 31 de diciembre de 2008
DISTRITO FECHA TRANSPORTE UNIDADES29/11/2008 MÉRIDA 7606/12/2008 EL VENADO 1806/12/2008 GUERCARGA 1629/12/2008 GORRIN 1029/11/2008 TGH 3429/11/2008 GIANNINI 5129/11/2008 CARYS 3306/12/2008 DIGECOM 35
CENTRO 06/12/2008 DEPÓSITO BARINAS 20293
OCCIDENTE
METROPOLITANO
ORIENTE
TOTAL
5. Transporte/Buques y Tanqueros Las organizaciones navales de PDVSA se desenvolvieron en el año 2007, en un mercado de fletes
internacionales muy competitivo y con tendencia a la baja disponibilidad de buques debido a la
situación mundial de exigencias operacionales, derivadas de medidas de seguridad sin precedentes
que además originaron altas primas de seguro.
a. Suministro y Logística La organización de Suministro y Logística de PDVSA desarrolló una intensa actividad naviera para
la logística del suministro de hidrocarburos en el ámbito nacional e internacional. La gestión en
Cabotaje fue de 561,4 MBD en el año 2008 vs. 567,3 MBD en el año 2007. Esta actividad fue hecha
con un promedio de 33 buques destinados para este fin, de los cuales diez son propiedad de PDV
Marina. También desarrolló fructíferos esfuerzos para bajar los costos de almacenamiento y
transporte y, para mejorar la composición de la flota fletada.
Los costos de almacenamiento de hidrocarburos en el exterior disminuyeron a consecuencia de la
selección de tancaje, el esfuerzo de negociación de tarifas y el control financiero y operacional.
También bajaron los costos de transporte debido a una disminución, a la mitad, de las demoras en
los despachos desde almacenamiento en el exterior, en especial los de fuel oil. Igual atención
merece la reducción de 130 mil dólares por operación en las actividades de suministro de crudo
Boscán a China mediante las actividades de traspaso de buque a buque.
Destaca igualmente el Joint Venture firmado entre PDVSA Petróleo y la empresa Chinaoil para la
creación de la empresa de transporte C.V. Shipping, 50% venezolana y 50% china, para facilitar y
disminuir costos de distribución y transporte de nuestros crudos y fuel oil entre Venezuela y China.
La flota controlada (buques fletados por tiempo), se renovó incorporando naves que se ajustan a las
nuevas regulaciones ambientales y de seguridad marítima (doble casco, sistemas de control Marpol)
que, además son más versátiles para los nuevos requerimientos de los mercados. Además, se
105
mejoraron los términos de contratos de fletamento de buques, por ejemplo, las cláusulas de
terminación, reclamo de demoras, tiempo de espera por estar fondeado o capeando y en
operaciones.
Mención especial en la gestión de Suministro y Logística merece la continuación en el control de las
operaciones y programaciones de despacho y recibo relacionadas con las empresas procesadoras
de crudo extrapesado de la FPO, toda vez que PDVSA asumió en el año 2007 el control
operacional de ellas.
b. PDV Marina PDV Marina, filial de PDVSA, cuenta con 21 buques tanques; 13 de ellos operados directamente por
la misma, abanderados en Venezuela, surten las dietas inter-refinerías en cabotaje, Suramérica y el
Caribe. De la misma forma, ocho Aframaxes pertenecientes a su filial Venfleet, Ltd. abanderados en
Panamá, y operados por la empresa Bernhard Schulte Shipmanagement de la República de Chipre,
los cuales surten las dietas de las refinerías de PDVSA en el exterior.
El mantenimiento de la flota continuó con la diversificación internacional del mantenimiento mayor
de los buques, continuando con los diques secos de cinco de los buques Aframaxes en Vietnam, un
Panamax en Cuba, cuatro Producteros en Portugal y otra apoyando la industria nacional,
materializada en las reparaciones generales especiales que recibieron; un buque Asfaltero y dos
Gaseros en Diques y Astilleros Nacionales (Dianca), dando apoyo a la empresa venezolana en
cuanto a la nivelación tecnológica de sus trabajadores, para un total de 13 buques. Se alcanza así,
una ampliación de sus capacidades en reparaciones y mantenimiento de buques que pueden ser
varados en sus instalaciones.
PDV Marina recibió nuevamente la certificación ISM Code, por parte del Instituto Nacional de los
Espacios Acuáticos e Insulares (INEA) como autoridad marítima nacional, ratificando el compromiso
de seguir cumpliendo con los códigos internacionales de gestión de la seguridad operacional de los
buques y la prevención de la contaminación, destacando el progreso conseguido en los índices de
seguridad durante el año 2008.
Para el futuro cercano, las acciones implementadas en materia de adecuación de nuevas
tecnologías a los buques, la transferencia de remolcadores, lanchas, empujadores y gabarras de
PDVSA y terceros; asíb como también el fortalecimiento del sistema de control interno, entre otras,
resultarán en importantes avances para la empresa.
Los buques de casco sencillo (Paria, Caura, Morichal, Leander, y Moruy) serán reemplazados
dando continuidad al trabajo iniciado en 2008; a través de la adquisición de los buques Panamaxes
106
de doble casco. Igualmente se avanzó en alto grado (hasta 95%) la implantación del Sistema
Integral de Riesgo (SIR) de PDVSA.
Con gran optimismo, se destaca el convenio de asociación suscrito entre PDV Marina y Petrochina
International Company Limited para la adquisición, operación, administración y manejo de una
nueva flota de buques para el transporte de hidrocarburos al continente asiático, incluyendo
tanqueros de gran capacidad, VLCC (very large crude carrier). En esta flota está planteado el uso
de la bandera nacional y la incorporación de personal venezolano. De este modo se incrementará el
empleo nacional, disminuirá el flete de buques extranjeros y, se apoyará comercialmente la gestión
de PDVSA, toda vez que ya fletó dos VLCC para el transporte de crudos a la República Popular
China, y negocia con este país la construcción de cuatro nuevas unidades.
Finalmente, se negocia la creación de una nueva alianza con National Iranian Tankers Co. para las
operaciones de otros segmentos de buques y con PetroVietnam la incorporación de nuevo tonelaje
en asociación estratégica, para el transporte de crudos a la refinería vietnamita a construirse
conjuntamente con PDVSA.
c. PDVSA Naval PDVSA Naval, filial de PDVSA, se constituye oficialmente el 6 de febrero de 2008 con el fin de
desarrollar astilleros para la construcción de buques y plataformas costa afuera; así como también
puertos y todo lo relativo a la infraestructura naval, para garantizar la autonomía de operaciones
petroleras y actividades asociadas dentro del marco de la soberanía nacional.
La gestión de PDVSA Naval en lo que respecta a gerencia de Construcciones Navales ha alcanzado
para el año 2008 los siguientes avances en la construcción de los buques enmarcados en el Plan de
Negocios de PDV Marina:
1. Construcción de dos buques Producteros de 47.000 toneladas de peso muerto en Astillero Río
Santiago (Argentina): El 8 de marzo de 2008 se coloca el primer bloque del buque identificado
como C-79 (Eva Perón). El lanzamiento de este buque al mar para finalizar su alistamiento está
programado para el segundo trimestre del año 2009. Para el buque C-80 alcanzó al año 2008 un
avance general de 7% acelerándose la fase de construcción y ensamblaje de bloques.
2. Construcción de dos buques Producteros de 47.000 toneladas de peso muerto en Estaleiro Ilha,
S.A. (Brasil): El 17 de marzo de 2008 se coloca el primer bloque de la quilla del buque
identificado como EI-494, alcanzando en 2008 un avance general de 24% esperándose su
lanzamiento al mar para finalizar su alistamiento en el segundo trimestre del año 2009. El buque
EI-495 ha alcanzado un avance general de 14%.
107
3. Construcción de ocho buques Panamax de 70.000 toneladas de peso muerto en Estaleiro Ilha
S.A. (Brasil) destinados al transporte de crudo y productos refinados. Este proyecto, que sigue la
secuencia constructiva de los buques Producteros, está en su etapa inicial alcanzando en 2008
un avance general de 3%. Es muy importante acotar que se ha realizado el corte de acero de los
buques EI-496, EI-497 y, EI-498, se han adquirido los motores principales, sistema de propulsión
y grupos electrógenos y 10% del acero de todos los buques, lo cual garantiza la consecución del
desarrollo productivo.
4. Construcción de cuatro buques Aframax de 109.000 toneladas de peso muerto en Irán Marine
Industrial CO. (SADRA) destinados al transporte de crudo: Este proyecto ha alcanzado en 2008
un avance general de 9%. Se destaca que se han adquirido los motores principales y 15% del
acero de todos los buques. La ingeniería de detalle posee un avance al cierre de 2008, de 25%.
5. Construcción de dos buques Asfalteros y dos buques Quimiqueros en los Astilleros Navales
Viana do Castelo (Portugal). El 14 de mayo de 2008 se firmó carta de intención entre PDVSA y
Astilleros Navales Viana do Castelo, dentro del Acuerdo Complementario al Marco de
Cooperación en Materia Económica y Energética entre Venezuela y la República de Portugal. En
2008 se definieron las especificaciones de buques, las capacidades técnicas del astillero
mediante visita a Portugal; así como también se ha elaborado el contrato de construcción de los
buques Asfalteros.
En materia de astilleros, con fecha 27 de junio de 2008, PDVSA Naval firmó con la empresa
brasilera Constructora Andrade Gutiérrez, S.A. el contrato para el Proyecto y Construcción del
Astillero Nor Oriental localizado en la Península de Araya, estado Sucre y en él se fabricarán,
repararán y mantendrán buques de hasta 400.000 toneladas de peso muerto (tipo VLCC) y se
construirán plataformas para las operaciones costa afuera. Por otra parte, se está firmando con la
empresa china Jiangsu Rongsheng Heavy Industries CO, LTD (RONGSHENG), un convenio para la
participación de dicha empresa en la ingeniería de este astillero y en la construcción de buques tipo
VLCC en este astillero. Es importante destacar, que se está programando que los buques se
construirán simultáneamente con el astillero con la finalidad que se pueda poner en marcha la
industria naval de construcción en el corto y mediano plazo.
En relación al Astillero Occidental (ASTINAVE) ya fue concretada la negociación para la adquisición
del astillero por parte de PDVSA y se está avanzando en la programación que será adelantada para
su rehabilitación y ampliación para la fabricación, mantenimiento y reparación de buques y, la
construcción de plataformas costa afuera. Para llevar adelante este proyecto, PDVSA Naval firmó
con fecha 19 de septiembre de 2008 un memorándum de entendimiento con la empresa A.H.O.
Industrial Developments Group de Corea, la cual ha comenzado trabajos de inspección de las
instalaciones, pruebas del dique flotante, sistemas de elevación, planificación de la procura para
iniciar la fabricación de remolcadores y otro tipo de embarcaciones de apoyo a la industria petrolera
108
y, adiestramiento de personal en Corea y Venezuela. Al mismo tiempo esta empresa ha culminado
la ingeniería para remolcadores que servirán de apoyo a los servicios portuarios de PDVSA.
El proyecto de ASTINAVE se llevará a cabo en cuatro fases: la primera, comprende la fabricación
de remolcadores. La segunda, la construcción y reparación de barcos tipo Handysize. La tercera,
comprenderá la fabricación de buques de hasta 120.000 toneladas de peso muerto. La cuarta, la
construcción de plataformas costa afuera. Este programa de rehabilitación y ampliación de
ASTINAVE permitirá realizar inversiones en instalaciones adecuadas y suficientes que
incrementarán la capacidad de sus instalaciones y será posible aplicar tecnologías de punta que lo
posicionarán rápidamente en el mercado.
Relativo a la empresa naviera ALBANAVE S.A., Filial de PDVSA Naval se constituye oficialmente el
5 de marzo de 2008 para prestar servicio a las rutas del Caribe, Atlántico y Pacífico. El 21 de julio de
2008 se desarrolló con PDV Marina un mecanismo administrativo financiero con el propósito de
iniciar las operaciones comerciales, las cuales conllevan al fletamento de cuatro buques, el Free
Envoy, Jummetor, Río Arauca, (en proceso de abanderamiento venezolano) y el Santa Paula de
bandera venezolana, los cuales están dedicados, inicialmente, a la ayuda humanitaria con Cuba y
Haití en el transporte de alimentos y cargas generales. Asimismo, se está desarrollando el proyecto
de ruta comercial para el transporte de contenedores y cargas generales hacia el Caribe con los
países integrantes del ALBA y la ruta Venezuela Suramérica Atlántico (Brasil, Uruguay y Argentina)
y, posteriormente, Suramérica Pacífico, con el propósito de brindar apoyo a empresas del Estado
entre las cuales se encuentran, Pequiven, Carbozulia, Grupo CVG, Corporación CASA, CVA, entre
otros. Por otro lado se visualiza la implantación de un sistema de transporte que incluye el eje fluvial
Orinoco-Apure, el servicio de ruta comercial directo desde Europa a Venezuela y el transporte de
pasajeros en ferry hacia la Isla de Margarita.
6. Investigación y Desarrollo La gestión de INTEVEP durante el año 2008 se enmarcó dentro de su rol como instituto tecnológico,
brindando soluciones a los retos establecidos por la Corporación y prestando asistencia técnica
especializada en cada uno de los segmentos de la cadena de valor de PDVSA. En este sentido, se
obtuvieron importantes logros que se reseñan a continuación:
Exploración y Producción Se culminó el estudio exploratorio de la Cuenca de Carúpano, para lo cual se generó el modelo
geológico mediante la integración de información sísmica, sedimentológica, estratigráfica,
geoquímica y estructural. Se visualizaron nuevas trampas de hidrocarburos condensados y gas,
aumentando la prospectividad en áreas de aguas más profundas que las estudiadas en el proyecto
Mariscal Sucre.
109
Con la finalidad de minimizar el factor de incertidumbre en la caracterización estática de
yacimientos, se culminaron los módulos base de visualización de datos sísmicos 2D y 3D y los
módulos de trazado de rayo 3D y diferencias finitas 2D para modelado sísmico acústico.
Adicionalmente; se culminó inversión sísmica acústica de Borburata, Bachaquero Tierra y Lama
Norte; se definió el modelado gravimétrico y magnético de la cobertura sedimentaria en la FPO y, se
realizó el muestreo geoquímico a bordo del Neptune Discoverer.
Definidas nuevas zonas prospectivas e incorporados nuevos intervalos con características de roca
generadora de hidrocarburos en el Flanco Sur Andino para la cuenca Barinas-Apure.
Se culminó la ingeniería conceptual de barreras contra inundaciones y se definieron las
características estáticas y dinámicas de los suelos en la Costa Oriental del Lago de Maracaibo.
Asimismo, se generaron los mapas topográficos, ubicación de manglares, instalaciones de
superficie y poblados del área de Tomoporo.
Se creó y acondicionó el Centro Integral de Estudios de Yacimientos (CEIY), con la misión de
generar estudios especiales para la caracterización y recuperación mejorada en los yacimientos de
la industria petrolera.
En el proyecto de Combustión en Sitio (CES), se evaluaron yacimientos potenciales para la
aplicación de la tecnología y se realizaron pruebas de simulación a escala banco, lo cual permitió
obtener las bases de diseño de la ingeniería conceptual. Además, se finalizó la ingeniería básica y
de detalle de las instalaciones de superficie; se concluyó la procura de los equipos mayores, se
diseñó el tratamiento de los gases de combustión, concluida procura de equipos mayores y fue
otorgada la permisología del Ministerio del Poder Popular para el Ambiente (MINAMB) para la
prueba piloto en Campo Bare, Bloque Junín.
Ejecutada la ingeniería básica de la tecnología de desasfaltación (INT-MECS®) para el
mejoramiento de la calidad del crudo proveniente de diferentes corrientes del mejorador
Petromonagas (30 MBD), para un incremento de la gravedad API entre 2° y 5° y una reducción de
vanadio y níquel (10% y 20% p/p).
En lo que respecta a la Tecnología de Mejoramiento en Sitio (MIS®), se realizó la simulación física a
escala laboratorio, para verificar las variables del proceso y se realizó el primer ciclo de inyección de
Gas Natural Licuado (GNL), con una producción acumulada de 1.413 barriles en 20 días versus la
producción en frío de 570 barriles, obteniéndose un mejoramiento de 8° a 11° API.
Implantadas tecnologías asociadas a la construcción y mantenimiento de pozos para la reactivación
de perforación en áreas de occidente, garantizando la incorporación de producción y de reservas,
110
reducción en volúmenes de pérdida de circulación y generando ahorros en operaciones de
perforación, optimizando la producción de distintos campos de las Divisiones Centro Sur y
Occidente.
Como parte del proceso de masificación de la tecnología de separadores ciclónicos (CYCINT™), la
cual permite la reducción del arrastre de líquido en la corriente de gas, se dio inicio a la fabricación
de 16 separadores con capacidad combinada de 456 MMPCD y se realizó el diseño conceptual de
20 separadores con capacidad de 707 MMPCD.
Desarrollada plataforma de herramientas computacionales con ocho aplicaciones en el área de
construcción de pozos y transferidas a la División Costa Afuera y al Distrito Gas Anaco como áreas
piloto.
Gas En la captación, adaptación y desarrollo de tecnologías de explotación y producción de gas en
aguas someras y en aguas profundas para el caso de plataformas costa afuera, fue desarrollado el
modelo matemático de análisis estructural (tubería y plataforma). Además, se realizó el estudio de
variables metoceánicas en condiciones extremas, automatización y electricidad.
En relación con los gasoductos (exportación/recolección); se desarrolló el análisis de criticidad y
metodología de optimización de confiabilidad del sistema Dragón del Complejo Industrial Gran
Mariscal de Ayacucho.
En la captación, desarrollo e implantación de tecnologías para el acondicionamiento, procesamiento,
transporte y valorización de los hidrocarburos gaseosos, se realizó estudio de selección de
tecnologías para licuefacción de Gas Natural y se prestó apoyo tecnológico al proyecto
Acondicionamiento de Gas y Líquidos Anaco (AGLA) en opciones tecnológicas para la
deshidratación del gas natural.
Se validó eficiencia del inhibidor de incrustaciones del gel de Aloe Vera, con corrientes de
producción en Distrito Norte y Distrito Centro Sur y, se dio inicio al proceso de masificación del
producto y la estrategia de protección.
Se evaluaron cilindros contenedores de Gas Licuado de Petróleo (GLP) procedentes de Noruega y
Portugal, que serán incorporados en el mercado nacional por PDVSA Gas Comunal.
Adicionalmente, se inspeccionó la fabricación de bombonas de fibra de vidrio para servicio de gas
doméstico y se completaron de manera exitosa las pruebas de integridad de estos recipientes.
Como apoyo al programa de Gas Natural Vehicular (GNV), se realizó la evaluación de 300 tipos de
vehículos convertidos a GNV que permitió la emisión de certificados de conformidad, para 18
111
modelos. Asimismo se evaluaron diferentes prototipos de cilindros para almacenamiento de GNV de
cinco proveedores ubicados en Argentina, Brasil e Italia.
Se realizó la visualización de la factibilidad de almacenamiento de CO2 en formaciones geológicas
que permitan la mineralización y almacenamiento de este gas en yacimientos agotados.
Refinación En el área de Refinación y Mejoramiento, INTEVEP en conjunto con la Refinería Puerto La Cruz,
ejecutaron la ingeniería básica para la implantación a nivel comercial de un módulo de 50 MBD de la
tecnología propiedad de PDVSA HDHPLUS®, lo que incrementará el procesamiento de crudo
pesado Merey 16. Asimismo se concluyó la Fase I del proyecto conversión profunda de la Refinería
Puerto La Cruz; el FEED8; el estimado de costo clase II; la procura adelantada y la gerencia de
construcción para preparación del sitio. Además, se implantó el modelo matemático del reactor
trifásico y se ajustó la simulación dinámica del proceso, lo cual resultó clave para completar la
ingeniería básica extendida.
Se desarrolló la ingeniería para la nueva ubicación de las unidades de aditivos y catalizador en el
Complejo José Antonio Anzoátegui y Refinería El Chaure, respectivamente, y se redefinió el plot-
plan de HDHPLUS®, lo que conduce a un ahorro significativo en movimientos de tierra y
simplificación de la logística de transporte de insumos.
Completada la evaluación de desempeño de la tecnología SelectFining® bajo un nuevo esquema de
procesos con dos etapas de reacción y separación intermedia de gases.
Se desarrolló un prototipo de catalizador 100% propiedad de PDVSA con actividad y selectividad
similares a las del catalizador comercial S-200.
Se completó prueba en planta piloto de INTEVEP para aplicación de la tecnología DHDV™ en el
mejorador Petromonagas, S.A. Los resultados muestran una variación entre 6° y 10° API y un
porcentaje de hidrodesulfuración mayor a 80%.
Como parte de la visualización del Polo Petroquímico Paraguaná para la generación de productos, a
partir de las corrientes disponibles en el Centro de Refinación Paraguaná (CRP), se finalizó la
evaluación de cinco procesos petroquímicos y selección de las tecnologías para la producción de:
óxido de propileno, etilbenceno, estireno, ácido acético y, ácido tereftálico además, se completó la
visualización de las opciones petroquímicas para la disposición de corrientes de refinerías.
8 Front-End Engineering Design, por sus siglas en inglés.
112
Se culminó y entregó al CRP la ingeniería conceptual de la planta de recuperación de metales
(Vanadio y Níquel) a partir del flexicoque de Amuay; además se culminó la visualización y selección
de tecnología de la planta de producción de ferrovanadio, insumo importante para la industria
siderúrgica nacional.
Se prestó asistencia técnica durante la parada de mantenimiento mayor del mejorador Petrocedeño
con un impacto en 190 MBD por la reducción de días de retraso y culminación de actividades
programadas.
Se desarrolló optimización del crudo mejorado 16° API (Cerro Negro CN-16) a crudo mejorado 18°
API (Monagas M-18) en el mejorador Petromonagas, S.A.
Se desarrolló el análisis termomecánico de los recipientes de coquificación retardada perteneciente
a los mejoradores Petromonagas (cuatro) y Petrocedeño (seis), determinándose el tiempo de vida
útil de los equipos, para garantizar su confiabilidad operativa.
También se evaluaron 21 esquemas de proceso de mejoramiento de crudo para la visualización de
un mejorador en la FPO que permitirá obtener crudo sintético de más de 32° API.
Como apoyo a los negocios internacionales, se completó la evaluación de catalizadores de FCC
para las Refinerías Corpus Christi 1 y, Lemont 2 (localizadas en Estados Unidos).
Con el fin de apoyar las nuevas oportunidades de negocios, se completó la visualización y se
evaluaron las opciones de negocio para una refinería en Nicaragua que procesará 150 MBD de
crudo. Igualmente, se desarrollaron los esquemas de proceso para las refinerías de Haití (20 MBD)
y Jamaica (10 MBD).
Ambiente Se desarrollaron aplicaciones informáticas para la gestión corporativa e integrada de los desechos
de PDVSA para un manejo eficiente y responsable de los pasivos ambientales:
1. Sistema Integrado de Manejo de Desechos de Exploración y Producción (SIMDEP®).
2. Sistema de Información de Corrientes de Desechos y Pasivos Ambientales (SICDEPA).
3. Realizada implantación de métodos para la caracterización de muestras ambientales de la
Corporación, en un laboratorio móvil para análisis en tiempo real.
4. Realizada la evaluación ambiental de 16 fluidos de perforación que serán utilizados en los
nuevos desarrollos Costa Afuera.
113
5. Demostrada, mediante estudio experimental de campo, la efectividad de la tecnología de
Biolaguna Compacta para el tratamiento de aguas de producción de la estación Guafita del
Distrito Apure.
6. Como aporte a la reducción del impacto ambiental causado por la disposición de lubricantes,
aceites y cauchos usados, se demostró la factibilidad técnico-económica y social de instalar una
planta con capacidad de 40.000 TA para la recuperación de bases lubricantes, a partir de aceites
lubricantes usados del parque automotriz e industrial nacional.
7. En materia de Seguridad Industrial, se logró una reducción de 54% con respecto al año 2007 en
el índice de días perdidos por accidentes de trabajo.
Otros aspectos de interés Como custodios del acervo tecnológico de PDVSA y responsables del fortalecimiento de la
soberanía tecnológica, fueron captados nueve casos de patentes; obtenidos 32 títulos de patentes y
161 certificados de registro marcarios, dos certificados de copyright, consignadas 29 solicitudes de
patente, 2 marcas comerciales, 1 secreto comercial y 56 nuevas solicitudes de registro de marcas.
Se mantuvieron los derechos de 464 patentes, se renovaron 36 registros marcarios y, se firmaron
96 contratos de licencia de las tecnologías propiedad de PDVSA.
Como apoyo a los sectores productivos, se realizaron 192 auditorías de calidad a EPS y EPEPS: 62
técnicas, económicas y socio-organizacionales, y 130 de calidad. Además, fueron desarrolladas
nueve metodologías de las mejores prácticas empresariales en distintas áreas para lograr la
efectividad del acompañamiento integral a las EPS. Se acompañaron integralmente y se capacitaron
a 19 EPS en los sectores químico, eléctrico, metalmecánico y otros sectores industriales, se creó y
activó el consejo socioproductivo para el desarrollo de insumos químicos industriales para la
industria petrolera y, se seleccionaron cuatro productos químicos para su desarrollo a mediano
plazo con EPS de base tecnológica.
Se realizó el diagnóstico de la gestión de los residuos sólidos urbanos en la comunidad de San
Pedro; además de la evaluación y selección de tecnologías para la transformación de residuos
sólidos urbanos en energía u otro componente de mayor valor agregado.
Culminada la caracterización del parque industrial venezolano del área metalmecánica en 15
estados del país correspondientes a las regiones oriente, occidente y sur.
Continuando con las actividades de cierre de brechas, transferencia de conocimiento y
profundización técnica, se firmaron tres convenios de cooperación tecnológica: Instituto Nacional de
Tecnología Industrial de Argentina (INTI), Universidad Nacional Experimental Francisco de Miranda
(UNEFM) y, con Schlumberger Venezuela S.A.
114
Se realizó la primera cohorte de la Maestría en Ciencias de Refinación, Gas e Ingeniería, la primera
cohorte del diplomado en procesos petroleros: mención refinación y se desarrolló la fase piloto de
formación utilizando tecnologías de aprendizaje, basado en computador (ABC).
Entregado al Ministerio del Poder Popular para la Educación Superior (MPPES), el proyecto para la
creación de la Universidad de los Hidrocarburos.
Se mantuvo la acreditación de 26 métodos de ensayos en los laboratorios generales, de acuerdo a
la norma de la Organización Internacional de Normalización y La Comisión Electrotécnica
Internacional (ISO/IEC 17025), cumpliendo con la Resolución N° 328 del MENPET.
Se desarrollaron 60 normas técnicas de PDVSA en las áreas de ingeniería de diseño, proyectos de
inversión de capital, especificaciones técnicas de materiales, mantenimiento de equipos, seguridad
industrial, higiene ocupacional y ambiente.
7. Seguridad y Ambiente a. Seguridad Industrial (SI) Alineados con el Plan Siembra Petrolera, la gestión de Seguridad Industrial, con el objetivo de
asegurar que los procesos y operaciones que realiza la Corporación sean ejecutados en forma
segura, ha planificado, desarrollado e implementado acciones preventivas, que han permitido
disminuir la accidentalidad durante el año 2008, con un índice de Frecuencia Bruta de 9,14 y, un
índice de Frecuencia Neta de 4,03; lo cual significa, la disminución de 6,83% de accidentalidad por
lesiones y disminución de 12,58% de los accidentes discapacitante con respecto al año 2007,
considerando que hubo un aumento de 23% de las horas labor de exposición en el año 2008. Este
logro se ha alcanzado mediante el compromiso y participación de los trabajadores para el control de
los riesgos en materia de seguridad y salud laboral.
Los planes de formación y capacitación del personal propio y contratado han permitido concienciar y
afianzar la cultura preventiva; así como también la actualización y creación de nuevas normas y
procedimientos, el fortalecimiento en ingeniería de riesgos, especialización de Seguridad Industrial y
uso de software especializado, lo que ha reducido la frecuencia y consecuencias de los accidentes.
Asimismo, se crearon Gerencias de Seguridad Industrial adscritas a las nuevas estructuras
organizacionales para dar respuestas a las necesidades de PDVSA. Se desarrolló un programa de
formación para personal propio, instituciones gubernamentales, privadas y las comunidades para
dar respuesta al Plan Nacional de Contingencia acorde a la nueva legislación, lo cual permitirá dar
apoyo efectivo, en caso de eventos no deseados.
115
A continuación, destacamos los objetivos estratégicos desarrollados y los logros más relevantes,
dentro de cada uno de ellos:
1. Instaurar el principio de corresponsabilidad en materia de seguridad en el trabajo, en todos los
niveles de la Corporación y su entorno social.
• Formación y capacitación técnica en seguridad industrial para el personal de PDVSA,
incluyendo la realización de diversas actividades de formación dirigidas al personal de la
Corporación en Ingeniería de Control de Riesgos, conteniendo las distintas herramientas y
metodologías que se utilizaran con la finalidad de reducir la brecha de formación existente.
• Actualización de las distintas herramientas informáticas utilizadas para realizar los análisis de
riesgo colocándonos en la vanguardia de la tecnología de punta, las cuales, no se
encontraban operativas en 100% desde el año 2002.
• Ejecución del diagnóstico del proceso de análisis de riesgo en los diferentes negocios y
filiales, con la finalidad de detectar las brechas existentes y establecer el plan de acción.
• Implementación de la plataforma virtual de trabajo para la comunidad de ingenieros de riesgo
de PDVSA, negocios y filiales, donde el personal de Ingeniería de Riesgo puede intercambiar
información, recibir asesorías, tutorías en línea y disponer de una extensa biblioteca virtual en
la especialidad.
2. Implantar mecanismos de participación y compromiso de los trabajadores, niveles supervisorios
y gerenciales, para promover la prevención y el control de riesgos en los procesos industriales y
administrativos.
• Divulgación de las mejores prácticas internacionales en materia de ingeniería en las Primeras
Jornadas de Ingeniería de Control de Riesgos, donde se impulsaron mejoras al proceso de
análisis de riesgos a través de un enfoque preventivo y predictivo, con la participación de
ponentes internacionales.
• Homologación y actualización de normas de seguridad industrial, con la participación e
incorporación de la experticia de los trabajadores que están involucrados en los diferentes
procesos de PDVSA:
i. Notificación, clasificación estadística y registro de accidentes e incidentes ocupacionales.
ii. Gestión y control de desviaciones.
iii. Investigación de accidentes e incidentes.
iv. Seguridad y salud en talleres.
v. Manejo del cambio.
vi. Sistema de permisos de trabajo.
116
3. Consolidar y homologar la cultura de prevención y control de riesgos en el trabajo a todos los
niveles de la Corporación y su entorno.
• Planificación y coordinación del Proyecto Unidad Curricular de Seguridad y Salud en el
Trabajo para la Misión Ribas Técnica.
4. Implantar, administrar y asegurar el mantenimiento y eficiencia del Sistema de Gerencia Integral
de Riesgos (SIR-PDVSA), para el control sistemático de los riesgos en los procesos industriales.
• En la Fase I hubo un avance de 90% de la Plataforma Tecnológica SIR-PDVSA,
desarrollados los módulos: Análisis de Desviaciones, Seguridad, Higiene y Ambiente para
Contratistas, y Prácticas de Trabajo Seguro.
• Se aprobó documento rector SIR-PDVSA, con la participación de trabajadores y equipos
técnicos de normalización.
5. Alinear la gestión de Seguridad Industrial de la Corporación con los Planes Estratégicos de la
Nación y los entes reguladores del Estado:
• Interacción con el Instituto Nacional de Prevención, Salud y Seguridad Laboral (INPSASEL),
para fomentar e implementar las políticas y normativas en materia de prevención de
seguridad y salud de los trabajadores.
• Interacción con Protección Civil y Prevención de Desastres para la alineación de los planes
de PDVSA, con los Planes Nacionales de respuesta y control de emergencias, para una
coordinación y control efectivo ante una eventualidad.
6. Implantar estrategias, planes y controles, para la adecuación de las instalaciones y procesos de
la Corporación a la legislación vigente, incorporando prácticas y tecnologías innovadoras:
• Dictados de talleres teórico-prácticos para el control de derrames de hidrocarburos en
cuerpos de agua, dirigidos a: comunidades, MENPET, Ministerio del Poder Popular para el
Ambiente (MINAMB), Instituto Nacional de Espacios Acuáticos e Insulares (INEA), Guarda
Costas, Protección Civil, bomberos y, personal de PDVSA.
• Apoyo y asesoramiento para la certificación y permisos nacionales de las unidades flotantes
del Proyecto Mariscal Sucre (Buque/Tanque Neptune Discoverer y Buques/Cisterna
Nobleman, Norseman, Amatyste).
• Se realizó el diagnóstico de siete zonas del Plan Nacional de Contingencia, para evaluar los
Planes de Respuesta y Control de Emergencias, y adecuarlos a los nuevos requerimientos
del INEA.
117
• Se realizó un diagnóstico de los sistemas de protección contra incendios de negocios y
filiales, específicamente en las áreas de exploración, producción y refinación, para su
adecuación.
• Se realizó la evaluación técnica de las instalaciones de PDVSA del Área Metropolitana en
materia de Seguridad Industrial, AHO, con el propósito de evaluar la gestión y, corregir
desviaciones.
• Dentro del marco de los convenios firmados por PDVSA y los Gobiernos de Dominica,
Grenada, Nicaragua y Cuba, se realizaron estudios de confiabilidad, integridad, ingeniería de
riesgos, seguridad acuática; así como también planes de respuesta de control de
emergencias, para garantizar las operaciones seguras de dichas instalaciones.
7. Elaborar e Implantar Programas de Seguridad Industrial dirigidos a los Distritos Sociales.
• Se efectuó un taller en materia de prevención de accidentes, con la participación de empresas
contratistas de exploración y producción en occidente y con representantes de la Cámara
Petrolera, capítulo Monagas.
• Se coordinó y ejecutó en los estados Barinas y Sucre un programa educativo en Seguridad
Industrial, AHO, dirigido a participantes de Empresas de Propiedad Social, Vuelvan Caras,
Pequeña y Mediana Empresa, Cooperativas, estudiantes y, comunidades.
b. Ambiente e Higiene Ocupacional (AHO) PDVSA se coloca a la vanguardia como empresa de hidrocarburos, al conceder gran importancia a
la conservación del ambiente, a la seguridad y salud de su personal y de las comunidades vecinas,
con una visión socialista y revolucionaria y, con la participación protagónica de sus trabajadores,
dentro de los lineamientos generales del Plan de Desarrollo Económico y Social de la Nación, el
Plan Siembra Petrolera y, las Líneas Estratégicas de Ambiente e Higiene Ocupacional.
Líneas Estratégicas:
• Compromiso con la política ambiental, y de higiene ocupacional del Estado.
• Gestión ambiental y de higiene ocupacional articulada con todos los negocios y filiales.
• Cultivo de valores ético ambientales para la construcción del socialismo ecológico.
• Participación colectiva para un ambiente laboral sano y seguro.
• Saldar la deuda ambiental.
• Operaciones y proyectos con mínimo impacto ambiental y ocupacional.
• Impulso y aprovechamiento de energías complementarias.
118
• Compromiso con los proyectos estratégicos del desarrollo socialista.
La gestión de AHO de PDVSA se encarga de coordinar y llevar a cabo acciones para prevenir los
riesgos ambientales y proteger la salud de los trabajadores. En este sentido, el plan operativo de
AHO ha ejecutado en proyectos para el manejo y disposición de efluentes 13,3 millones de dólares,
proyectos para el cumplimiento del marco regulador ambiental relacionados con calidad de aire,
supervisión ambiental, tramitación de permisología ambiental y, estudios de impacto ambiental,
entre otros, 20,3 millones de dólares, manejo de desechos peligrosos 50 millones de dólares y,
evaluaciones técnicas y proyectos relacionados con la educación ambiental 6,5 millones de dólares.
En materia de inversiones se ha ejecutado la adquisición de equipos de campo de higiene
ocupacional; construcción e instalación de 16 torres de enfriamiento para el tratamiento de aguas de
producción; adquisición de equipos y herramientas mayores para emergencia de desastres de
hidrocarburos y ampliación de la planta compresora de gas, entre otros.
La gestión de los pasivos ambientales generados por PDVSA hasta 2004 es otra responsabilidad de
AHO. Para ello, los negocios y filiales basaron sus planes operacionales en proyectos que
contemplan el saneamiento de fosas, recuperación de crudo, restauración de áreas impactadas por
la actividad petrolera y disposición de fuentes radiactivas, entre otros. Para estos efectos, se ajusta
la reserva al 31 de diciembre de 2008 por un monto de 1.640 millones de dólares, el cual está
conformado por 1.559 millones de dólares del sector nacional y, 81 millones de dólares del sector
internacional. Para el año 2008, se sanearon 224 fosas de hidrocarburos para un total de 2.778
fosas saneadas, quedando por sanear 10.682 fosas. Se destaca que el proyecto de recuperación de
crudo, ha llevado a especificación 36.500 barriles, los cuales han sido incorporados al proceso de
comercialización.
Logros resaltantes: Un logro en el año 2008 es el fortalecimiento de AHO en PDVSA, para afrontar los retos en la
prevención de enfermedades ocupacionales e impactos al ambiente. La consecución de este logro
fue posible mediante una serie de acciones concretas, dentro de las cuales se destacan:
• Desarrollo de dos especializaciones en el marco del convenio con la Universidad Bolivariana de
Venezuela: Higiene Ocupacional y Ambiente y Procesos Industriales. A la fecha culminó
exitosamente la primera cohorte de Higiene Ocupacional y se realizó la 1° Jornada Científica de
Higiene Ocupacional, donde se presentaron trabajos de investigación producto del postgrado,
con la participación de especialistas chilenos.
• Formación técnica de Delegados y Delegadas de Prevención (DDP) así como también personal
de PDVSA en las áreas de AHO, Seguridad Industrial, Salud Ocupacional, Ley Orgánica de
Prevención, Condiciones y Medio Ambiente de Trabajo, modelo obrero venezolano de
119
Investigación-acción participativa, ergonomía y neurociencias y, factores de riesgo psicosocial,
las cuales les brindan herramientas para que puedan ejercer su función dentro del marco legal
vigente para ser los contralores de las condiciones de sus puestos e instalaciones de trabajo
dentro de la Corporación.
• PDVSA viene desarrollando un esquema de articulación y coordinación interinstitucional con el
Estado en materia ambiental y de higiene ocupacional, mediante el establecimiento de alianzas,
convenios, proyectos, actividades e iniciativas con ministerios, misiones y universidades.
• Un producto de estos mecanismos de articulación y coordinación es el nuevo convenio marco
entre la Corporación y el Ministerio del Poder Popular para el Ambiente (MINAMB), el cual prevé
mecanismos más ágiles de ejecución de proyectos y acciones conjuntas que permitirán el
fortalecimiento de ambas instituciones. Además, la preparación de 38 clases y su difusión, a
través de talleres a distancia para la Misión Ribas Técnica en el área de AHO.
• Se impulsa la Red de Educación Ambiental como un instrumento para la promoción y
consolidación de una nueva cultura ambiental en el seno de PDVSA y en su entorno socio-
comunitario. Este programa se desarrolla en forma de talleres, cursos, jornadas y eventos,
orientados a formar a quienes servirán de contralores ambientales, ayudando a prevenir
impactos en las instalaciones de PDVSA y sus comunidades.
• Se elaboraron y actualizaron once normas técnicas de AHO:
a. Auditoría de higiene ocupacional.
b. Servicio de seguridad y salud en el trabajo.
c. Procedimiento para la investigación de enfermedades ocupacionales.
d. Saneamiento básico industrial.
e. Guía de identificación de peligros y control de riesgos.
f. Evaluación de factores de riesgos de carga física.
g. Guía para evaluaciones técnicas de higiene ocupacional inter-negocios, áreas o filiales.
h. Comités de seguridad y salud laboral.
i. Guía para la manipulación de alimentos.
j. Programa de seguridad y salud en el trabajo.
k. Saneamiento Integral de fosas.
120
8. Desarrollo Social Durante el año 2008, PDVSA efectuó aportes para el Desarrollo Social del país, por 15.133 millones
de dólares, como se resume a continuación:
• 1.239 millones de dólares a Misiones Sociales: Ribas, Alimentación, Milagro, Vuelvan Caras,
Barrio Adentro (fases I, II, III y IV), Árbol, Revolución Energética, Plan de Vialidad, Obras
Hidráulicas, Aportes a Comunidades y Núcleos de Desarrollo Endógeno y, proveedores.
• 489 millones de dólares provienen del Fondo Social Programa de Empresas de Producción
Social (EPS), el cual se conforma de las retenciones que realiza PDVSA a todos sus contratistas,
con la finalidad de apoyar a las comunidades en proyectos como creación del Distrito Insular del
estado Nueva Esparta, planta de tratamiento de aguas servidas en Maracaibo, estado Zulia,
culminación del mercado de buhoneros de la ciudad de Acarigua, culminación del Centro de
Diagnóstico Integral en el Biscucuy, ambas en el estado Portuguesa, obras de vialidad en los
estados Sucre, Barinas y Apure, laboratorio de la Universidad Bolivariana de Venezuela (UBV),
apoyo a las mesas de energía a nivel nacional, culminación de escuelas bolivarianas en los
estados Barinas y Zulia, aportes a la Fundación Misión Ribas, sustitución de ranchos por
viviendas dignas en el estado Mérida.
• 998 millones de dólares para planes especiales de inversión: Vivienda y Hábitat (150 millones de
dólares) y Fondo para Financiamiento de Proyectos Agrícolas (848 millones de dólares), como
apoyo al Banco Agrícola de Venezuela (BAV), al Fondo Nacional de Desarrollo Agrario Socialista
(FONDAS), al Fondo de Desarrollo Agropecuario, Pesquero, Forestal y Afines (FONDAFA) y al
Fondo Nacional para la Producción Lechera (FONAPROLE).
• 12.407 millones de dólares para el Fondo de Desarrollo Nacional (FONDEN), entidad creada por
el Gobierno de Venezuela con la finalidad de ejecutar obras de infraestructura, entre las cuales
se destaca el Hospital Cardiológico Infantil “Dr. Gilberto Rodríguez Ochoa”, las líneas 3 y 4 del
Metro de Caracas, Metro de Los Teques, Metro de Maracaibo y Metro de Valencia, Trolebús
Mérida, el Ferrocarril Caracas–Tuy Medio, Plan Masivo de Construcción de Viviendas, Satélite
Simón Bolívar, Sistema Vial Tercer Puente sobre el Río Orinoco; así como diversas plantas y
centrales de generación eléctrica que se construyen en distintas regiones del país. Conforme a
los mecanismos previstos en la Ley del Banco Central y en la Ley de Contribuciones Especiales
Sobre Precios Extraordinarios del Mercado Internacional de Hidrocarburos, PDVSA transfiere a
la República, por intermedio del FONDEN, los excedentes de la renta petrolera, para que sean
invertidos en el desarrollo de la Nación.
NOTA: Este capítulo se encuentra ampliado en el informe denominado Balance de la Gestión
Social y Ambiental 2008.
121
9. Centro de Arte La Estancia En el marco de los preceptos constitucionales y en concordancia con lo establecido en el Plan de
Desarrollo Económico y Social de la Nación, el Plan Siembra Petrolera y la Ley Orgánica de
Hidrocarburos, el Centro de Arte La Estancia, brazo cultural de PDVSA, ha desarrollado un conjunto
de estrategias orientadas a mejorar, a través de la promoción socio-cultural, y la calidad de vida de
los venezolanos mediante el fortalecimiento de nuestras identidades culturales; además de
promover la conformación de comunidades dinámicas, participativas, responsables y
comprometidas.
Durante el año 2008, el Centro de Arte La Estancia ha experimentado un notable crecimiento y ha
desarrollado importantes actividades en sus tres ejes: social, cultural y de rehabilitación patrimonial.
En este sentido, ha expandido su área de acción geográfica: en occidente con la apertura en el mes
de junio de 2008 del Centro de Arte La Estancia Paraguaná y en oriente con la ejecución de
importantes actividades itinerantes mediante el Programa Centro de Arte La Estancia presente en
oriente, para fortalecer y ampliar sus propuestas culturales en las más variadas expresiones.
Eje Social La acción social del Centro de Arte La Estancia se enfoca en la incorporación de sectores
tradicionalmente excluidos y en lograr que las personas afirmen e interioricen los valores
fundamentales para lograr una mejora en su calidad de vida, la cual se obtiene mediante la puesta
en marcha de acciones orientadas a la difusión del conocimiento, la ciencia, el arte, la tecnología, el
lenguaje, el folklore, las costumbres y tradiciones, con un enfoque de desarrollo humano sostenible,
al mismo tiempo que se ejecutan acciones de asistencia inmediata dentro del Plan Siembra
Petrolera.
En este sentido, la Gerencia de Desarrollo Social en 2008 obtuvo los siguientes logros:
• Se efectuaron 281 visitas guiadas con fines educativos tanto en las instalaciones del Centro de
Arte La Estancia, Sala Bolivariana de la Casa Santaella, Núcleo de Desarrollo Endógeno Fabricio
Ojeda y, Abra Solar ubicada en la Plaza Venezuela.
• Se realizaron 16 talleres de pintura, atendiéndose a 521 niños y niñas de comunidades del Área
Metropolitana de Caracas.
• En el estado Monagas se desarrollaron clínicas deportivas en las que participaron 510 personas
de las comunidades de Los Jabillos, Godofredo González, Raúl Leoni Paramaconi,
Constituyente, San Simón y, Boquerón.
122
• En el marco del programa de donación de materiales didácticos y deportivos se hizo entrega a
las comunidades de estos materiales a través de los consejos comunales y de instituciones
educativas.
• Se realizaron importantes visitas de identificación y diagnósticos de los principales problemas de
las comunidades del municipio Libertador del Distrito Capital, municipios Chacao y Santa Lucía
del estado Miranda, así como de los estados Anzoátegui, Monagas, Sucre y Nueva Esparta,
como parte del proceso de expansión de las áreas de acción del Centro de Arte La Estancia en
el oriente venezolano, denominado La Estancia presente en Oriente.
• Se estudiaron solicitudes para lograr patrocinios en materia de teatro, danza, música, circo,
dotación de uniformes y equipos para la práctica deportiva, entre otros, lográndose la aprobación
de 89 solicitudes realizadas por las comunidades, cooperativas y agrupaciones.
Eje de Rehabilitación Patrimonial El denominado eje de acción de rehabilitación patrimonial está orientado específicamente hacia la
preservación, recuperación y restauración del patrimonio cultural material; así como de espacios
públicos. Durante el año 2008 se adelantó la ejecución de los siguientes proyectos:
Proyecto de Rehabilitación Integral del Bulevar de Sabana Grande, culminando la Fase II de la
iluminación realizada con la Electricidad de Caracas, C.A. (EDC) y PDVSA Gas en las 23
transversales norte-sur del Bulevar de Sabana Grande.
Proyecto de Rehabilitación Integral de la Casa Primavera, de carácter patrimonial e identificativa del
período art decó en Venezuela, próxima sede del Centro de Arte La Estancia en Sabana Grande.
En el marco del Plan de Rehabilitación Integral del Casco Central de Caracas, liderizado por la
Vicepresidencia de Venezuela Caracas Humana, se ejecutó:
• Proyecto de Rehabilitación Urbana de la Plaza Carabobo y su entorno, con especial énfasis en
las esculturas de la fuente, elaboradas por el artista Francisco Narváez. Instituciones
involucradas: Fundapatrimonio, Metro de Caracas, Ministerio Público, CANTV, Electricidad de
Caracas, C.A. (EDC).
• En proceso el proyecto de rehabilitación de la fuente y esculturas de la plaza, en convenio con la
Fundación Narváez.
Restauración de Obras de Arte
• Concluida la restauración de la obra La Gran Tríada de la escultora Colette Delozanne, ubicada
en La Plazoleta Maestro Sojo del Complejo Cultural Teatro Teresa Carreño.
123
• Culminó la restauración de la obra Los Cerritos de Alejandro Otero y Mercedes Pardo, ubicada
en la bajada de la autopista Caracas-La Guaira.
• Finalizó la restauración de la Obra Espejo Solar II de Alejandro Otero, ubicada en el Patio Interno
del Edificio Sede de CADAFE.
• Se adelanta la Restauración de la Fuente de Plaza Venezuela, CVP.
Eje Cultural En lo que se refiere a la programación musical, no sólo responde al aspecto recreativo sino
principalmente al interés de difundir y fortalecer la música tradicional y popular venezolana, además
de promover y apoyar a sus cultores e intérpretes, sin la exclusión de los géneros académicos, jazz,
salsa, rock, música urbana, música contemporánea y nuevas tendencias, entre otros.
El Centro de Arte La Estancia ha conseguido un posicionamiento como órgano importante de la
política del MENPET como medio para la Siembra Petrolera y, en consecuencia, de la cultura y su
gestión como un servicio público y una responsabilidad del Estado.
V.Convenios de Cooperación Energética PETROAMÉRICA Petroamérica surge como una propuesta del Gobierno de Venezuela, para materializar la unión
energética de los pueblos de la región. Está concebida como un habilitador geopolítico, que permita
utilizar los recursos energéticos de Centroamérica, Suramérica y el Caribe, para impulsar el
establecimiento de sociedades más justas, solidarias y eficientes en la lucha contra la pobreza,
reduciendo las asimetrías económicas y sociales.
Petroamérica se acoge a los principios rectores de la Alternativa Bolivariana para los Pueblos de
Nuestra América (ALBA): integración energética, solidaridad, complementariedad, comercio justo,
fomento de las inversiones en América Latina, trato especial y diferenciado a las naciones según
sus capacidades.
Ambas iniciativas comparten el propósito histórico y fundamental de unir las capacidades y
fortalezas de los países que las integran, para la definición conjunta de grandes líneas de acción
política común, entre Estados que comparten una misma visión del ejercicio de la soberanía
nacional y regional, desarrollando cada uno su propia identidad.
Petroamérica divide su área de acción en tres bloques subregionales: Petroandina, Petrosur y
Petrocaribe.
124
PDVSA AMÉRICA Como brazo ejecutor de las políticas energéticas de Venezuela en Latinoamérica y el Caribe,
concebidas en la propuesta Petroamérica, PDVSA creó en el año 2006 la filial PDVSA América con
la finalidad de materializar y dar seguimiento a las iniciativas regionales de cooperación energética.
En el año 2008, PDVSA América continúa dando empuje y seguimiento a los convenios bilaterales y
multilaterales suscritos con otras naciones suramericanas y del Caribe, para hacer realidad la
voluntad política de los gobiernos que unen sus esfuerzos.
Las actividades desarrolladas se centran en fortalecer el papel de PDVSA como proveedor confiable
de hidrocarburos, a través de la estrategia de diversificación de mercados que impulsa Venezuela,
para la conformación de un nuevo mapa energético mundial en el cual Latinoamérica se convierte
en un nuevo polo energético.
Se adelantan proyectos en materia de suministro y transferencia de tecnología; mejoramiento de las
capacidades para la exploración y producción de gas y petróleo; creación de infraestructura de
generación eléctrica, petroquímica, refinación, almacenamiento, suministro y distribución de
productos. La creación de empresas mixtas ha sido una de las estrategias implementadas para el
emprendimiento conjunto de obras.
A continuación se presentan los principales logros alcanzados por las filiales de PDVSA América, en
cada uno de los bloques subregionales:
Petroandina Para materializar las iniciativas energéticas previstas en Petroandina, PDVSA América constituyó la
filial PDV Andina. Esta filial hace efectiva su misión a través de las filiales PDVSA Bolivia, PDVSA
Colombia y PDVSA Ecuador, estas filiales funcionan en oficinas que están ubicadas en La Paz,
Bogotá y Quito, respectivamente.
• PDVSA Bolivia, S.A. A través de la empresa mixta YPFB-Petroandina Sociedad Anónima Mixta (S.A.M.), constituida
entre Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y PDVSA Bolivia se suscribieron
contratos para la exploración y explotación de gas y petróleo en bloques ubicados al norte del
Departamento de La Paz y al sur del territorio boliviano.
Asimismo, se elevó a 11,5 MBD la cuota de suministro de diesel a Bolivia, originalmente establecida
en 8,2 MBD, en el Acuerdo de Cooperación Energética de Caracas.
125
Para trabajar en el sector eléctrico, se constituyó la empresa mixta Ende Andina (S.A.M.) integrada
por la estatal boliviana Empresa Nacional de Electricidad, S.A. (ENDE) y PDVSA Bolivia que,
adelantan el proyecto de construcción de una planta termoeléctrica de 100 megavatios, en la
localidad de Entre Ríos.
• PDVSA Ecuador, S.A. PDVSA Ecuador, S.A. en asociación con la empresa estatal Petróleos del Ecuador (Petroecuador)
constituyeron dos empresas mixtas: Operaciones Río Napo Compañía de Economía Mixta (C.E.M.)
para la exploración y producción en campos petroleros ecuatorianos, iniciando con el campo Sacha,
ubicado en la zona oriental de ese país; y la empresa mixta Refinería del Pacífico C.E.M. que
asumirá el proyecto de construcción, operación, mantenimiento y comercialización de los productos
de un complejo refinador y petroquímico, con capacidad de 300 MBD, situado en la Provincia de
Manabí.
Con el objetivo de incrementar la participación de los lubricantes PDV, en Ecuador se adquirió una
planta de mezcla y envasado de lubricantes terminados, ubicada en Guayaquil, con una capacidad
instalada de producción de 8 millones de galones al año.
PDVSA suministró a Ecuador dos torres de perforación con una capacidad de 1.500 y 2.000
caballos de fuerza, personal técnico especializado y campamentos altamente equipados. Este
apoyo brindado se prestó a un costo mínimo con el objetivo de ayudar al aumento de la producción
por esfuerzo propio, de Petroproducción. Estos taladros perforaron ocho pozos en el distrito
amazónico ecuatoriano, con una producción promedio de 500 barriles diarios, cada uno.
Petrosur Los logros en el marco de Petrosur son impulsados por la filial de PDVSA América, PDV Sur la cual
materializa sus actividades a través de las filiales PDVSA Argentina, S.A. que opera desde Buenos
Aires, PDVSA Do Brasil, Ltda. cuyas oficinas se ubican en Río de Janeiro, y PDVSA Uruguay
situada en Montevideo. Asimismo se tiene prevista la apertura de una oficina en la capital
paraguaya, Asunción.
• PDVSA Argentina, S.A. La empresa mixta Enarsa PDV S.A., constituida entre PDVSA Argentina y la estatal Energía
Argentina S.A. (Enarsa), avanza en el desarrollo del proyecto de la planta de licuefacción de gas
natural, con una capacidad de procesamiento de 4,7 millones de toneladas métricas, que estará
ubicada en el Complejo Industrial Gran Mariscal de Ayacucho (CIGMA), en el estado Sucre en
Venezuela.
126
Por otra parte, se inició el estudio técnico para la construcción de una planta de regasificación de
gas natural licuado, con una capacidad de 10 millones de metros cúbicos, en territorio argentino.
Fueron abanderadas 14 estaciones de servicio, para el fortalecimiento de la imagen comercial de la
marca PDV en Argentina, más la planta de almacenamiento y distribución de Dock Sud, ubicada en
el Río de La Plata.
Además, se adelantaron acciones relacionadas con el incremento de la capacidad de
almacenamiento, de la participación de Enarsa en campos maduros en Venezuela y, en la compra o
adquisición de activos de refinación en Argentina.
• PDVSA Do Brasil, Ltda. Se avanza en la construcción de la Refinería Abreu e Lima, en Pernambuco, para el procesamiento
de 200 MBD de petróleo, 50% proveniente de la FPO y el 50% restante crudo, de origen brasileño.
En el año 2008, se incrementó 45% en la venta de combustible en el mercado local brasileño,
totalizando un volumen de 65 millones de litros versus 45 millones de litros vendidos en 2007. Este
logro se asocia a la reactivación de las operaciones del terminal de PDVSA en Porto Velho, desde
febrero de este año.
• PDVSA Uruguay, S.A. PDVSA cumplió con los compromisos adquiridos con la empresa Alcoholes del Uruguay (ALUR), al
cancelar los montos derivados de su 10% de participación en el proyecto para la producción
conjunta entre la Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Portland (ANCAP) y PDVSA,
de etanol o caña de azúcar, en el Complejo Sucroalcoholero Bella Unión. Estos productos se
utilizarán para abastecer el mercado regional, particularmente en Argentina.
Adicionalmente, PDVSA continuó con el desarrollo de otras actividades: comercialización de
lubricantes en Uruguay bajo la marca PDV; negociaciones para la distribución de coque en la región
y, el posible abanderamiento de estaciones de servicio en el país.
Petrocaribe Petrocaribe nació mediante un acuerdo multilateral suscrito entre 14 naciones de la región el 29 de
junio de 2005, como una iniciativa de cooperación energética propuesta por el Gobierno de
Venezuela, con el fin de resolver las asimetrías en el acceso a los recursos energéticos, por la vía
de un nuevo esquema de intercambio comercial favorable, equitativo y justo entre los países de la
región caribeña, la mayoría de ellos consumidores de energía, sin el control estatal del suministro de
los recursos.
127
Petrocaribe, está concebido como una alianza capaz de asegurar la coordinación y articulación de
las políticas de energía, incluyendo petróleo y sus derivados, gas, electricidad y su uso eficiente,
cooperación tecnológica, capacitación, desarrollo de infraestructura energética, así como el
aprovechamiento de fuentes alternas, como la energía eólica, solar y otras.
En la actualidad la iniciativa está integrada por 18 naciones: Antigua y Barbuda, Bahamas, Belice,
Cuba, Dominica, Granada, Guatemala, Guyana, Haití, Honduras, Jamaica, Nicaragua, República
Dominicana, San Cristóbal y Nieves, Santa Lucía, San Vicente y Las Granadinas, Surinam y
Venezuela.
Durante julio de 2008 se efectuó la V Cumbre (Extraordinaria) de Petrocaribe, en la cual fueron
presentados los avances de los grupos técnicos de trabajo en las áreas de energía renovable, uso
eficiente de la energía, gas, petroquímica, formación de recursos humanos, mecanismo de
verificación y auditoría, y plan de comunicaciones, lo cual demuestra el avance en áreas prioritarias
para la consolidación de la integración energética en esta región.
Asimismo, fue aprobado un nuevo esquema de financiamiento de la factura petrolera para los
países miembros, en el que se amplía el porcentaje que será financiado a largo plazo, como una
forma de reforzar la solidaridad de Venezuela en la mitigación del impacto que puedan tener los
altos precios del petróleo en las economías de estas naciones hermanas.
Las actividades desarrolladas incluyen el suministro de crudo y productos; creación de
infraestructura para el almacenamiento, distribución y refinación de hidrocarburos, así como también
generación eléctrica y, más de 80 proyectos sociales y socioproductivos, destinados a contribuir con
la superación de la pobreza.
• PDV Caribe, S.A. Con la finalidad de hacer operativo el acuerdo Petrocaribe, PDVSA creó en septiembre de 2005, la
filial PDV Caribe. A continuación se presentan los principales logros de esta filial durante el año
2008:
• La creación de empresas mixtas y seguimiento del trabajo desarrollado por ellas, el cual
representa un modelo de gestión binacional. Con 11 empresas mixtas constituidas en ocho
países miembros, pueden mostrarse los avances logrados en la construcción de plantas de
almacenamiento y distribución de combustibles, resaltando el caso de Dominica, donde ya se
opera de manera regular el suministro de diesel y se completan las instalaciones marinas.
También se avanza en la construcción de obras similares en Nicaragua, San Cristóbal y Nieves,
San Vicente y Las Granadinas y, Granada.
128
• En el campo de refinación se reactivaron las operaciones en la Refinería Camilo Cienfuegos, en
Cuba y se trabaja en un proyecto de expansión de esa refinería, así como en la Refinería de
Kingston en Jamaica. También se adelantan otros cinco nuevos proyectos, dos en Cuba y los
otros tres adicionales en Nicaragua, Dominica y Haití. En el mediano plazo, estas acciones darán
al Caribe y Centroamérica un perfil propio en materia de procesamiento y suministro de
hidrocarburos permitiendo, en algunos casos, el desarrollo simultáneo de proyectos
petroquímicos.
• La independencia gradual en materia energética se ha complementado a través de la
construcción y puesta en funcionamiento de nuevos centros de generación eléctrica o apoyo en
el suministro eléctrico, que han permitido reactivar sectores económicos y sociales en países
como Antigua y Barbuda, Nicaragua, y próximamente en Haití. También se contempla avanzar
en proyectos de este tipo en San Vicente y Las Granadinas y, San Cristóbal y Nieves.
• Más allá de la infraestructura desarrollada en el campo social, se ha logrado fortalecer una
amplia gama de proyectos en materia de salud, educación y vivienda, a través del Fondo ALBA
Caribe. A la fecha, este fondo cuenta con 222 millones de dólares, de los cuales ya se han
asignado 173 millones de dólares a 85 proyectos en 11 países de la región; y 29 millones a tres
proyectos eléctricos retornables, en diferentes países. La propuesta es avanzar hacia iniciativas
socioproductivas que surjan de las propias comunidades, para el autodesarrollo, independencia y
empoderamiento de los estratos más pobres de la población, quienes en definitiva deben ser los
primeros beneficiarios de este acuerdo.
• Se creó también el Fondo ALBA Alimentos, para financiar iniciativas agroalimentarias en los
países miembros, el cual logró acumular 49,8 millones de dólares, con aportes equivalentes a
0,5 dólares por cada barril exportado por Venezuela (fuera de los convenios de cooperación) que
se cotizó por encima de los 100 dólares.
• Al balance de la gestión social del acuerdo Petrocaribe, contribuyen también otros aspectos: el
suministro seguro de productos en condiciones favorables de financiamiento; la compensación
comercial que permite el pago de los hidrocarburos con bienes y servicios, como en el caso de
Cuba y Nicaragua; la posibilidad de invertir en el desarrollo a partir de la disponibilidad de
recursos inmediatos derivados del financiamiento de la factura; el impacto económico y social de
las inversiones realizadas; y las iniciativas directas de responsabilidad social de las empresas
mixtas.
• En el año 2008 se concreto el ingreso de Guatemala a Petrocaribe, confirmando la consolidación
de esta propuesta como mecanismo de articulación energética regional.
129
ACUERDOS DE SUMINISTRO A continuación se presentan los principales acuerdos de suministro de hidrocarburos, en el marco
de los Acuerdos de Cooperación Energética suscritos entre Venezuela y los países del Caribe,
Centroamérica y Suramérica.
ACUERDO DE COOPERACIÓN ENERGÉTICA DE CARACAS (ACEC) Firmado el 19 de octubre del año 2000 entre el Ejecutivo Nacional y países de Centroamérica y el
Caribe. Su conformación se ha realizado en varias etapas, en virtud de la disposición del Estado de
ampliar la cobertura del acuerdo a todos aquellos países que la soliciten y que reúnan las
condiciones para ser beneficiarios.
En una primera etapa, el acuerdo fue suscrito por República Dominicana, Guatemala, Costa Rica,
Panamá, El Salvador, Jamaica, Haití, Honduras, Nicaragua, Barbados y Belice. En etapas
posteriores fue firmado por Bolivia, Paraguay y, Uruguay.
Los acuerdos varían en volúmenes de suministro, en función de la estructura energética,
características y consumo interno de cada país. Se establece la venta de crudo o productos
refinados pagaderos en un plazo de hasta 15 años, un período de gracia de hasta dos años y, una
tasa de interés anual de 2%.
Por otra parte, este convenio establece que su aplicación será exclusivamente para los entes
públicos avalados por el Estado y el país con el cual se suscriba. La facturación de la venta se hará
a partir de los precios de referencia del mercado internacional. Asimismo, los pagos de intereses y
la amortización de capital podrán realizarse a través de mecanismos de compensación comercial,
siempre y cuando sean solicitados por el Estado.
CONVENIO INTEGRAL DE COOPERACIÓN (CIC) El 30 de octubre de 2000 se suscribe el convenio entre Cuba y Venezuela, que establece la venta
de crudo por parte de Venezuela, de hasta 92 MBD, bajo el esquema de financiamiento mixto de
corto y largo plazo.
ACUERDO DE SAN JOSÉ (ASJ) Iniciado el 3 de agosto de 1980, con el objetivo de garantizar el suministro de hidrocarburos a
países de Centroamérica y el Caribe para promover su desarrollo social y económico. Es un
programa con vigencia de un año, renovable anualmente.
En el marco del acuerdo, México y Venezuela, ambos en la lista de los principales exportadores
mundiales de crudo, suministran conjuntamente 160 MBD de petróleo crudo y/o productos
refinados, 80 MBD cada uno, a los países participantes, en condiciones especiales de
130
financiamiento y con un esquema para facilitar el desarrollo de proyectos energéticos. El esquema
de financiamiento oscila entre 20% y 25% del monto de la factura petrolera generada por las
compras de hidrocarburos con destino al mercado interno de cada país participante.
A continuación se presentan los volúmenes de suministro de hidrocarburos, en el marco de los
acuerdos de cooperación energética suscritos entre Venezuela y los países del Caribe,
Centroamérica y Suramérica.
VENTAS A PAÍSES CON ACUERDOS DE COOPERACIÓN AÑOS 2008 Y 2007 Detalle por país de destino (MBD) 2008 2007
Cuota Suministro Cuota Suministro
PetrocaribeAntigua y Barbuda 4,4 0,5 4,4 1,5 Belice 4,0 0,5 1,0 0,4 Dominica 1,0 0,4 1,0 - Granada 1,0 0,8 1,0 0,2 Guatemala 20,0 - - - Guyana 5,2 3,9 5,2 1,8 Haití (1) 14,0 8,5 14,0 - Honduras 20,0 3,4 - - Jamaica 23,5 24,2 23,5 24,6 Nicaragua (1) 27,0 15,3 27,0 4,7 República Dominicana 30,0 27,2 50,0 22,9 San Cristóbal y Nieves 0,7 0,6 0,7 - San Vicente y Las Granadinas 1,0 0,2 1,0 0,2 Surinam 10,0 - 10,0 -
Bolivia (1) 11,5 5,3 8,2 5,2 Paraguay 18,6 8,7 18,6 - Uruguay 43,8 12,1 43,8 20,0
Argentina 35,2 23,8 24,7 15,3 Cuba 92,0 93,3 92,0 91,5
Barbados 1,6 - 1,6 - Costa Rica 11,0 7,6 11,0 11,0 El Salvador 1,0 - 1,0 1,0 Guatemala 12,0 0,2 12,0 - Haití 6,5 0,7 6,5 0,6 Honduras 5,0 0,9 5,0 1,7 Jamaica 7,0 - 7,0 - Nicaragua 7,1 - 7,1 1,3 Panamá 4,0 1,8 4,0 - República Dominicana 24,8 - 24,8 -
Acuerdo de Cooperación Energética de Caracas
Convenio Integral de Cooperación
Acuerdo de San José
(1) Países con condiciones de suministro y financiamiento del ALBA.
131
VI.Nuevos Negocios 1. Empresas de Propiedad Social Para finales del año 2008, la gerencia de empresas de propiedad social evolucionó hacia otro
modelo de organización el que se denominó Gerencia Corporativa Empresas de Propiedad Social,
Con la finalidad de profundizar líneas estratégicas de acción, contenidas en el Plan Siembra
Petrolera, que garanticen el funcionamiento de nuevas formas de generación, apropiación y
distribución de los excedentes económicos y, una mayor equidad de la distribución de los recursos
generados por PDVSA.
La Gerencia Corporativa de Empresas de Propiedad Social se encuentra abocada básicamente al
trabajo de reorganización y redefinición de sus objetivos en función de los nuevos lineamientos
recibidos de PDVSA, en el sentido de enfatizar el desarrollo de unidades productivas de naturaleza
socialista. Esto implica articularse, estrechamente, con las comunidades organizadas para
aprovechar las capacidades productivas potenciales y alinearlas con los planes del Estado, al
mismo tiempo propiciar sinergias dirigidas a optimizar las posibilidades de servicios a la población
en diferentes áreas, incluyendo el desarrollo agroalimentario.
La concepción de Empresas de Propiedad Social (EPS) representa el objetivo fundamental del
nuevo modelo que se desarrollará, para su sustentabilidad, el cual supone un esfuerzo de alta
planificación en conjunto con los negocios de PDVSA, tanto los de naturaleza operacional
propiamente dichos, como aquellos dirigidos a las áreas sociales: PDVAL, PDVSA Agrícola, PDVSA
Industrial, PDVSA Servicios, PDVSA Desarrollos Urbanos, entre otros.
PDVSA ha instruido a la Gerencia Corporativa de Empresas de Propiedad Social (GCEPS), para
que además de promover, apalancar, fortalecer, adiestrar y acompañar al nuevo modelo de EPS,
con particular acento en la Propiedad Social Indirecta, se aboque a la inserción laboral de los
egresados de las misiones educativas.
Objetivos Estratégicos de la Gerencia Corporativa de Empresas de Propiedad Social:
• Promover y desarrollar EPS en articulación con los consejos comunales.
• Estimular en los trabajadores del sector petrolero la formación sociopolítica socialista y el
concepto del trabajo voluntario.
• Implantar el programa EPS en todos los negocios y filiales de PDVSA.
• Sustituir empresas mercantiles por EPS.
• Estimular la creación de EPS a través del Estado, articulando operaciones de PDVSA con
Gobernaciones y Alcaldías.
132
• Consolidar la Misión Ribas Técnica dirigida a formar Técnicos Medios Petroleros.
• Coordinar procesos de la Misión Ribas Productiva.
• Insertar en procesos laborales a los egresados de las misiones educativas.
Dentro de los elementos y actividades realizados en el año 2008 por las EPS se mencionan los
siguientes:
• Registro de Empresas de Propiedad Social (REPS): El registro de EPS, ha sido conceptualizado
como un elemento del Programa EPS, en la medida que suscribe el compromiso de
responsabilidad social de las empresas contratistas y proveedores, tanto mercantiles Promotoras
de Empresas de Propiedad Social (PEPS) como cooperativas Empresas de Propiedad Social
(EPS). Parte de los recaudos exigidos incluye la suscripción del citado programa. A tal efecto, al
cierre de 2008, se han inscrito en el REPS 11.376 empresas, de las cuales 6.126 son
mercantiles (PEPS) y 5.250 son cooperativas (EPS).
- La distribución geográfica de las 5.250 EPS inscritas al 31 de diciembre de 2008, está
constituida por 1.963 EPS en la región occidental, 1.222 EPS en la región central y 2.065 EPS en
la región oriental. En cuanto a las 6.126 PEPS, la distribución es la siguiente: 2.199 en la región
occidental, 2.087 en la región central y 1.840 en la región oriental. Se destaca un crecimiento
sostenido de las unidades productivas inscritas, logro alcanzado a través de la promoción y
asesoramiento de las Gerencias Regionales de EPS.
• El Fondo Social aporte y aplicaciones: Para febrero de 2008, según resolución emanada de la
Junta Directiva de PDVSA, se elimina el elemento de la Oferta Social. Este porcentaje de
compromiso de responsabilidad social suscrito en el Programa EPS se integró al elemento del
Fondo Social, elevando de este modo, los niveles de aportes de las empresas mercantiles
(PEPS) y cooperativas (EPS). Para el cierre de 2008, el Fondo Social presenta una recaudación
acumulada de 584 millones de dólares entre EPS y PEPS; estos recursos son destinados las
necesidades en las comunidades. Para finales de 2008 se han otorgado 501 millones de dólares.
• En el elemento de promoción, desarrollo y acompañamiento de EPS para el año 2008, se
demostró que los procesos de formación estuvieron concentrados en las capacitaciones
técnicas-económicas y socio-organizacionales, da las Empresas del Programa EPS, basado en
el gran esfuerzo que realizaron las Gerencias Regionales a través del proceso de
acompañamiento horas/hombre (H/H) que se invirtieron en apoyar a dichas empresas.
• Proyectos de estímulo al Desarrollo de las Capacidades Nacionales: Su objetivo es emprender
un plan que apunte al logro de un desarrollo productivo sostenible, creando empresas de
mediana y alta complejidad que, a su vez, promuevan la transferencia del conocimiento a fin de
133
crear un tejido industrial sólido, competitivo y funcional, que pueda ser adherido a otros sectores
industriales del país.
• Empresas de propiedad socialista de base tecnológica (ESBT): Proyecto tecnológico de
vanguardia que apunta hacia la materialización del Proyecto Nacional Simón Bolívar, para
fomentar la ciencia y la tecnología al servicio del desarrollo nacional del sector químico y, reducir
las diferencias en el acceso al conocimiento, apoyándose en las relaciones institucionales para la
ciencia, la tecnología y la innovación. El proyecto está enfocado hacia la formulación de
productos químicos nacionales que son empleados en los sectores medulares de la Corporación,
bajo el modelo de empresas de propiedad social. En tal sentido y basados en esta nueva visión,
se reestructuraron los proyectos de Plan Nacional del Plástico e Insumos Químicos,
fusionándolos bajo este nuevo proyecto.
- Dentro de las actividades más resaltantes se presentan las siguientes: Incorporación de la
Gerencia de Apoyo Tecnológico de las EPS de INTEVEP (ATEPS-INTEVEP), elaboración del
informe técnico preliminar de los productos químicos más requeridos por las operaciones
petroleras jerarquizados por su importancia. Activación del Consejo Consultivo de la mesa de
químicos en INTEVEP con participación de la GCEPS como miembros capacitados para la toma
de decisiones. Identificación de necesidades y desarrollos de productos químicos de la industria
petrolera. Elaboración de una publicación por parte del Ministerio del Poder Popular para la
Ciencia, Tecnología e Industrias Intermedias sobre las EPS como organizaciones técnico
productivas para fortalecer la red de proveedores nacionales de la industria petrolera
venezolana.
• Planta refinadora de aceites usados: Garantizar el equilibrio de los ecosistemas mediante el
diseño e implantación de un sistema para el aprovechamiento integral de los aceites usados que
promueva la participación de empresas de propiedad social. Entre las actividades más
relevantes se citan: recolección y disposición de aceites usados y estudio de análisis técnico-
económico de la planta de lubricantes Cark Oil, C.A.
• Sistematización de una base de datos para los vencedores egresados de la Misión Ribas y
Programa EPS: Proyecto encargado de desarrollar una herramienta tecnológica automatizada
denominada Sistema de Gestión de Programa de EPS (SIGEPS) para la captura, emisión y
mantenimiento de los elementos del Programa de EPS y, el perfil de los egresados de la Misión
Ribas para su posterior inserción laboral.
• Esquema de propiedad socialista de extracción y producción petrolera: Con base en los nuevos
lineamientos de la Gerencia, este proyecto constituye una reestructuración de los proyectos de
Plataforma Deltana y Pozo Venezolano. El nuevo objetivo es visualizar aquellos procesos de
negocio en la cadena extractiva de hidrocarburos, que pueden ser desarrollados para fortalecer
134
las capacidades productivas, tecnológicas y sociales del tejido nacional de la industria petrolera
bajo el concepto de EPS.
• Proyectos del convenio CVG-PDVSA: Conjugar esfuerzos para la identificación y desarrollo de
oportunidades en los negocios de Exploración y Producción y refinación, abarcando aspectos de
transferencia tecnológica que favorezcan tanto a la Corporación Venezolana de Guayana (CVG)
como a PDVSA. Los esfuerzos más resaltantes fueron: a) Proyecto de Brea y Coque para
Ánodos de Aluminio, b) Proyecto de Tofa y Limonita, c) Proyecto de ORIMATITA®, d) Realizado
memorando de entendimiento entre PDVSA Industrial-CVG Ferrominera Orinoco, C.A. para el
desarrollo y construcción de una planta para la producción del densificante ORIMATITA® a partir
de hermatita natural.
• Misión Ribas Técnica: En agosto de 2007 nace la Misión Ribas Técnica, con la finalidad de
formar a los bachilleres integrales, vencedores egresados de la Misión Ribas, como Técnicos
Medios Petroleros en diferentes especialidades para su inmediata inclusión en el desarrollo del
Plan Siembra Petrolera.
El Programa Ribas Técnica inició el proceso de formación de Técnicos Medios Petroleros en una
primera etapa, y no Petroleros en etapas posteriores; por lo tanto, el equipo de dirección está
coordinando las seis primeras especialidades petroleras. La primera etapa se formalizó y
consolidó con representantes de PDVSA, para asegurar las competencias técnicas y garantizar
la calidad y cumplimiento de objetivos académicos tanto en el componente de formación general
como en el componente de formación ciudadana. A tal efecto, se constituyó una Dirección
colegiada a nivel nacional y otras a nivel de cada región, con la finalidad de integrar y disciplinar
todos los esfuerzos en un mismo sentido de dirección.
Durante septiembre de 2008 se iniciaron las clases introductorias en el Programa Ribas Técnica
a nivel nacional, orientado básicamente a instruir durante las primeras ocho semanas contenidos
fundamentales que servirán como base a los estudios subsiguientes.
Este programa se inició con un total de 23.389 vencedores egresados de la Misión Ribas, en su
mayoría provenientes de los sectores más excluidos en las regiones petroleras de Venezuela y
corresponde a la primera cohorte de un universo aproximado de 300.000 Técnicos Petroleros
que se ha previsto demandará el Plan Siembra Petrolera.
El Programa Ribas Técnica está bajo la responsabilidad de PDVSA, coordinado por la Gerencia
Corporativa de EPS y de Recursos Humanos, dirigido a la formación de Técnicos Medios
Petroleros y no Petroleros en correspondencia con la demanda del Plan Siembra Petrolera.
135
El programa Ribas Técnica consta de las siguientes etapas:
• Fase I: Perforación, Operador de Producción de Petróleo y Gas, Mantenimiento Mecánico,
Electro Instrumentación, Refinación y Soldadura.
• Fase II: Construcción Civil; Construcción Naval; Petroquímica; Agropecuaria; Transporte y
Distribución de Gas.
• Fase III: Planificación, Administración y Dirección de Empresas Socialistas.
2. Empresas del Sector Petrolero a. PDVSA Industrial Filial de PDVSA creada el 27 de diciembre de 2007 con el propósito general de desarrollar la
capacidad industrial del país, impulsando proyectos estratégicos que atiendan la demanda del Plan
Siembra Petrolera y el Plan de Desarrollo Económico y Social de la Nación, lo cual permite dejar
atrás el tradicional modelo de dependencia tecnológica transnacional, además de crear las bases de
una industria nacional con cultura ambiental, generadora de bienes y servicios con calidad y
tecnología de vanguardia, satisfaciendo requerimientos en los sectores estratégicos del país, con
capacidad para consolidarse en los mercados nacionales e internacionales.
Como principios organizacionales, PDVSA Industrial tiene definido crear, promover, desarrollar, y
consolidar la nueva generación de industrias destinadas a suministrar equipos, materiales y
tecnología en los sectores productivos y estratégicos, impulsando la transformación industrial de la
Nación, aplicando modelos de asociación orientados a conformar empresas de economía social con
capital nacional y mixto, utilizando con efectividad y transparencia los potenciales recursos
nacionales, aplicando la innovación y creatividad para implantar tecnologías de punta y obtener los
mejores estándares de calidad mundial orientados hacia la distribución equitativa de riqueza en la
población venezolana.
Proyectos en marcha • Industria China Venezolana de Taladros, S.A.: de capital mixto, conformada junto con China
Petroleum Techonology & Development Corporation (CPTDC) la cual se ubicará en el estado
Anzoátegui en Venezuela, promoviendo el desarrollo del sector con un proyecto de vialidad e
infraestructuras modernas, proyecto estructural que apalanca otros subproyectos
metalmecánicos industriales. Tiene como objetivo fabricar y ensamblar hasta 20 taladros anuales
de diversos tipos y capacidades que van desde 750 Hp hasta 3.000 Hp, con fuerza hombre
operacional y tecnología china, con la finalidad tanto de consolidar nuestra soberanía
operacional, como asegurar la transferencia tecnológica a nuestro país.
136
Para el año 2009, se tiene previsto el arranque de la primera fase de la planta, que incluye la
construcción de las facilidades requeridas para el ensamblaje y prueba de taladros de
perforación y, la llegada de los primeros ocho taladros procedentes de la Nación asiática,
mediante convenios de cooperación suscritos entre ambos países.
• Parque Industrial Gas Natural Vehicular (PIGNV): contempla el diseño y la construcción de un
Parque Industrial Gas Natural Vehicular para la liberación de 75 MBD de gasolina y 3 MBD de
diesel para exportación. En su primera fase, estimada para 2009, incluye el inicio de
construcción de las siguientes fábricas: Equipos de Conversión (200.000 Kits/Año), Cilindros de
Almacenamiento de Alta Presión (96.000 Unidades/Año) y Escuela Técnica Industrial. Para la
segunda fase, estimada para 2011, se contempla la implantación de las fábricas de Vehículos a
Gas para Carga y Transporte Masivo (5 mil Unidades/Año), Compresores y Surtidores (90
Compresores y 190 Surtidores/Año). Culminado el proceso de adquisición de las instalaciones
donde será implantada la fábrica de equipos de conversión vehicular.
• Empresa Estatal de Densificante Orimatita®, integrada por PDVSA Industrial y Ferrominera
Orinoco, filial de la Corporación Venezolana de Guayana (CVG), para la producción de orimatita,
producto desarrollado por INTEVEP con hematita natural, utilizado para densificar lodos de
perforación facilitando la explotación de los hidrocarburos.
• Fábrica de Tuberías de Pequeños Diámetros, con la puesta en marcha del proceso de
refacción y acondicionamiento de las instalaciones del Complejo Industrial SIDEROCA-
PROACERO (estado Zulia) para la implantación en sus instalaciones, de un tren de procesos
con capacidad para la producción de 120 MTM/año de tuberías 2 3/8 y 7 pulgadas de diámetro.
• Fábrica de Tuberías de Grandes Diámetros, contempla dos subproyectos, el primero se refiere
a la modernización de la Planta HELVESA y ampliación de su capacidad con el montaje de un
nuevo tren de fabricación de tubería con costura helicoidal. El segundo, contempla el montaje de
una planta para la fabricación de tubería de líneas de grandes diámetros con costura
longitudinal. De esta manera, se estaría garantizando la continuidad laboral y la generación de
nuevos empleos.
• Fábrica de Tuberías de Producción y Revestimiento (OCTG sin costura), cuyo alcance
estimado es la instalación de una planta de fabricación de tubería de producción y revestimiento
(OCTG sin costura) en diámetros 2 3/8 hasta 13 3/8 pulgadas y, espesores desde 0,25 hasta
0,50 pulgadas con una capacidad aproximada de producción de 400 MTM/año. Su importancia
está en la erradicación del monopolio existente en el mercado nacional en la producción, ahorro
por concepto de importación de tubería OCTG y/o demanda de emergencia no cubierta
localmente y la generación de empleos directos e indirectos.
137
• Fábrica de Sistemas de Bombeo Electrosumergible, firmados memorandos de entendimiento
con las empresas rusas Borets Company LLC y Anlas, para la construcción de una planta de
fabricación de 400 bombas electrosumergibles anuales, para reducir la importación de productos
terminados y semiterminados.
• Fábrica de Mechas de Perforación de Pozos, firmado el convenio de asociación con la
empresa rusa Volgaburmash JSC para la construcción de una planta que fabrique 3 mil mechas
PDC por año, para la perforación de siete mil pozos en cinco años. Comprende en su primera
fase, el ensamblaje de mechas tricónicas (500 unidades). La segunda fase contempla la
fabricación de insumos para mechas de PDC (diamantes industriales, inserto de carburo de
tungsteno, boquillas, entre otros), además de la fabricación de mechas tricónicas. El inicio de
este proyecto fue en junio de 2008 y se estima culminar la segunda y última fase en diciembre de
2010. Su finalidad es abastecer los requerimientos operacionales actuales y futuros de la
industria petrolera nacional, con miras a la exportación hacia países latinoamericanos.
• Complejo Industrial Maderero Libertadores de América (CIMLA), junto con CVG Productos
Forestales de Oriente, C.A. (CVG-Proforca) y Desarrollos Urbanos, S.A. (Ducolsa), estaría
conformado por seis plantas de aserrío, una planta de tableros de fibra orientada y una red de
carpinterías artesanales e industriales, al sur de los estados Monagas y Anzoátegui, para la
producción de insumos orientados a la construcción de 50 mil viviendas al año. Su importancia
radica en:
1. Asegurar la soberanía sobre las reservas forestales del país.
2. Generar materia prima renovable y creación de un pulmón vegetal en la FPO.
3. Dar valor agregado a sabanas de baja fertilidad.
4. Diversificar industrial y económicamente al país.
5. Generar empleos y disponibilidad de viviendas dignas.
6. Promover la independencia tecnológica.
7. Poseer rentabilidad independiente.
• VIETVEN Iluminaciones S.A. (fábrica de bombillos ahorradores), registrada el 17 de noviembre
de 2008, de capital mixto entre PDVSA Industrial, y la empresa vietnamita Dien Quang (DQJSC),
constituida por tres plantas, una de las cuales está localizada en la Península de Paraguaná,
estado Falcón. Impulsando la revolución energética, garantizará la disponibilidad de bombillos
ahorradores, con un 70% de ahorro en el consumo de energía eléctrica. La capacidad máxima
de cada una, será de 74 millones de bombillos compactos ahorradores de energía anuales. En
la primera etapa prevista para el año 2013 será la primera de su tipo en nuestro país y permitirá
la creación de 400 empleos directos durante su construcción, llegando a 1.200 empleos durante
su total puesta en operación.
138
Culminada la construcción del edificio administrativo de la fábrica con fuerza laboral de la zona,
trabajando 24 horas/día, generando más de 250 empleos directos y, 600 indirectos.
• Fábrica de Envasado y Empaquetado de Alimentos, entre PDVSA Industrial y la empresa
española RC2 Ingeniería y Diseños S.L. se conformó RC 2.008 Venezolana Plástica, S.A. una
empresa de capital mixto creada para la transformación de resinas plásticas, con una planta de
envasado y empaquetado de alimentos, para la fabricación e impresión de película plástica,
fabricación de preformas de botellas mediante el proceso de inyección y soplado, fabricación de
tapas de botella mediante el proceso de inyección, empaquetado de alimentos sólidos (granos y
polvos) y, envasado de aceite comestible, con el fin de abastecer los centros de distribución de
alimentos de PDVAL. Esta empresa persigue el impulso del sector manufacturero plástico en
Venezuela, la sustitución de importaciones y la independencia de la industria privada, con miras
al logro de la soberanía tecnológica, lo cual está contemplado en el Plan de Desarrollo
Económico y Social de la Nación.
• Fábrica de Galpones Bajo Tecnología Ultimate Building Machine (UBM), cuyo alcance
contempla la creación de una fábrica de galpones utilizando la tecnología UBM para el montaje
de infraestructuras techadas en el menor tiempo posible, sustituyendo los métodos tradicionales,
con el fin de contribuir a los planes de desarrollo de las filiales PDVSA Industrial, PDVSA
Servicios y, PDVAL. Su ubicación, se encuentra en la zona industrial Los Mesones, estado
Anzoátegui, lugar donde se ubicará la futura sede de Plantas Móviles de Venezuela, C.A.
(PMVCA).
• Planta de Ensamblaje de Módulos Solares Fotovoltaicos, para transformar la radiación solar
en energía eléctrica mediante el ensamblaje de módulos solares lo cual permitirá al Programa
Sembrando Luz del MENPET la electrificación de comunidades rurales y áreas estratégicas en el
ámbito de salud, militar, comunicación y alimentación entre otras. Esta planta de ensamblaje
tendrá una capacidad máxima de producción de 89.000 paneles al año y contribuirá al
fortalecimiento de la Nación en la producción de equipos de energías limpias que no contaminan
el ambiente, reforzando a la Misión Revolución Energética y, al mismo tiempo se incrementa la
generación de empleos directos e indirectos con la articulación de las Misiones Robinson, Ribas
y Sucre, y se estimula la participación del sector universitario y científico en el desarrollo de
nuevas tecnologías en energías alternativas.
• Planta de Ensamblaje de Metrocontadores Digitales de Energía Eléctrica, con una
capacidad para ensamblar un máximo de 550.000 contadores de energía al año, distribuidos
entre medidores monofásicos, bifásicos y trifásicos residenciales, se efectuará la construcción de
una Planta de Ensamblaje de Contadores Digitales de Energía, en la zona industrial de la ciudad
139
de Carora, estado Lara, con la finalidad de suplir la demanda de contadores de energía a nivel
nacional lo cual permitirá el registro de energía eléctrica de uso residencial. La tecnología y
transferencia tecnológica corresponde a la empresa CHINT de China, con la asesoría de
representantes de la Unión Nacional Eléctrica de Cuba. Con esta iniciativa se contribuye al
fortalecimiento de la independencia tecnológica de la Nación en la producción de equipos para el
sector eléctrico, desconcentración del sistema de producción industrial del eje norte costero y
creación de un polo de desarrollo tecnológico en el municipio Torres del estado Lara.
• Fábricas Socialistas de Software, dentro del marco de la IX Comisión Mixta Cuba-Venezuela
realizada en Caracas, el 12 y 13 de diciembre 2008, se firmó el Memorando de Entendimiento
para la creación de la Empresa Socialista de Capital Mixto Guardián del ALBA, S.A. para
impulsar el desarrollo de ingeniería, diseño, planificación, formación del talento humano,
pruebas, certificación, implantación y puesta en servicio de soluciones tecnológicas integrales en
las áreas de automatización, informática y telecomunicaciones en ejecución de actividades
relacionadas con la instalación de fábricas socialistas de software. Con ello, se logrará la
sustitución de pagos a empresas transnacionales y capitalistas nacionales por licenciamiento,
servicios y soporte técnico; así como también incorporar al pueblo organizado en actividades de
producción de tecnología, para satisfacer la demanda de soluciones y aplicaciones, en tiempo y
en calidad.
b. PDVSA Servicios La filial fue constituida en fecha 27 de diciembre de 2007, a fin de garantizar a PDVSA en el sector
de los hidrocarburos, servicios de ingeniería especializada en las áreas de operaciones y
mantenimiento de taladros, sísmica, registros eléctricos, fluidos de perforación, cementación y
estimulación mediante la aplicación de estándares de calidad, con criterios de innovación, respuesta
oportuna, efectividad, seguridad, en armonía con el ambiente y con un alto sentido humanista.
Su dirección está enfocada hacia el logro de una empresa de economía social reconocida por su
alto desempeño en el aspecto operacional, ambiental, con una sólida cultura de seguridad y altos
estándares de calidad, en el suministro de servicios petroleros de exploración y producción,
alineada con la orientación estratégica del país.
Tiene como objetivo general suministrar servicios especializados en los negocios petroleros de
exploración y producción en operación y mantenimiento de taladros, entre los cuales están:
• Perforación de pozos de crudo y gas.
• Rehabilitación de pozos de crudo y gas.
• Servicios a pozos de crudo y gas.
• Registros eléctricos y servicio direccional.
140
• Sísmica exploratoria y de producción.
• Fluidos de perforación y completación.
• Cementación y estimulación de pozos de crudo y gas.
Asimismo, se proveen otros servicios conexos, dirigidos a empresas nacionales e internacionales
del sector, para promover la consolidación de la soberanía tecnológica, incrementando el valor
agregado nacional, aplicando principios éticos, y morales que satisfagan las necesidades humanas
de nuestro pueblo, potenciando el Plan de Desarrollo Económico y Social de la Nación.
Acciones estratégicas del negocio:
• Soberanía operacional: garantizar que un volumen estratégico de la actividad de perforación
dependa completamente de PDVSA, en lugar de depender, en su totalidad, de contratistas
privadas y/o internacionales.
• Uso y manejo de taladros propios: recuperación de los equipos propios cedidos a terceros en
contratos de labor y mantenimiento, con el fin de disminuir la vulnerabilidad en los procesos e
incrementar la vida útil de los equipos; así como consolidar la soberanía operacional.
• Recurso Humano: permite cubrir la demanda de personal propio para los equipos de PDVSA. De
esta manera se obtiene la confiabilidad y soberanía en las operaciones, se potencian las
capacidades profesionales de los trabajadores y se salda la deuda social con los trabajadores
venezolanos afectados por la tercerización.
• Independencia tecnológica: orientada a la consolidación y conformación de empresas mixtas
para fomentar el desarrollo de nuevos productos tecnológicos que optimicen los procesos
operacionales.
• Beneficios a la comunidad: creación de nuevas ofertas de trabajo basados en la formación y
capacitación en oficios específicos en mantenimiento y operación de taladros, servicios de
transporte y, suministro de alimentos.
PDVSA Servicios ha impulsado de forma sistemática las acciones estratégicas necesarias para
disminuir la alta vulnerabilidad operacional, empezando por las áreas medulares como son los
taladros de perforación, Ra/Rc y servicios, la migración y organización de nuestro recurso humano,
revisión y optimización de las estructuras de costo, revisión y mejoramiento de los procesos
operacionales, cuantificación, seguimiento y validación de pasivos, entre otros. Actividades que
están en fases iniciales y que se consolidarán durante los años 2009-2010 y que han esto ha
permitido la obtención de los siguientes resultados:
141
• Taladros: Acuerdo de adquisición de 13 taladros: Se recibieron 13 taladros contemplados en el acuerdo
firmado entre la empresa China Petroleum Technology and Development Corporation (CPTDC) filial
de China National Petroleum Corporation (CNPC) y PDVSA Petróleo, de los cuales seis taladros
iniciaron operaciones y siete taladros están en proceso de ensamblaje y certificación.
• Adquisición de Equipos Propios: Existe un plan de adquisición de equipos propios 2009-2012, en estrecha relación con PDVSA
Industrial, el cual alcanza un total de 35 taladros en un período de cuatro años. Dichos equipos se
negociaron a través de la empresa CNPC y serán ensamblados en Venezuela.
El suministro de equipos a través de PDVSA Industrial, se visualiza en la tabla que sigue:
PLAN DE AQDUISICIÓN DE TALADROS
Cantidad Cantidad Potencia (hp) Cantidad Potencia (hp) Cantidad Potencia (hp)1 2.000 2 3.000 2 3.000 2 3.000 - - - - - - 1 1.500
Maracaibo - - - - 1 1.000 - - 1Tía Juana - - - - 1 750 - - 1
- - 1 3.000 1 3.000 2 3.000 - - - - - - 1 2.000
Anaco - - 1 1.500 - - 1 1.500 21 1.500 * 2 1.000 1 1.500 1 1.500 1 1.000 ** - - - - 1 1.000 1 1.500 - - 1 1.000 1 1.500 2 750 ** - - - - - -
Boyacá 1 1.000 ** - - 1 1.000 - - 2Barinas 1 2.000 1 2.000 1 1.000 - - 3Apure - - 1 1.000 - - - - 1TOTAL 35
* Modular** Auto propulsadoResto: Piramidal
DISTRITOS
Tomoporo
Distrito Norte
TOTAL
8
5
2010 2011 2012
9 10
Morichal 7
San Tomé 5
2009Potencia (hp)
8 8
• Incorporación de Taladros Contratados: En el año 2008 se implementaron estrategias que permitieron, en 10 meses solamente, la
incorporación de 33 taladros que potenciarán los planes de explotación establecidos por los
diferentes negocios de PDVSA.
En la actualidad, se tiene un balance que alcanza un total de 181 equipos operativos y 15 en pre-
arranque que, sumados a los 54 equipos propios por recuperar y tres equipos contratados en
condición no operativa, representan un gran total de 253 taladros, como se muestra a continuación:
142
TALADROS PROPIOS Y CONTRATADOS
TALADROS OPERATIVOS NO OPERATIVOS PRE-ARRANQUE TOTAL
PROPIOS 50 54 11 115 CONTRATADOS 131 3 4 138
TOTAL 181 57 15 253 Haciendo una evaluación entre los equipos operativos del año 2008 vs. 2007, observamos un
incremento de 26 taladros, de los cuales ocho corresponden a equipos propios y, 18 a contratados.
Seguidamente se observa la data en tabla comparativa por región:
TALADROS OPERATIVOS
Taladros OperativosRegión Contratado Propio Total Contratado Propio Total
Centro Sur 7 - 7 12 - 12Internacional - - - 2 - 2Costa Afuera - - - 1 - 1Occidente 28 31 59 25 43 68Oriente 79 10 89 92 6 98TOTAL 114 41 155 132 49 181
2007 2008
Puesta en operación del Barco Taladro Neptune Discoverer (BND-01): en cuanto a las operaciones
en la División Costa Afuera, cabe resaltar el esfuerzo realizado para la contratación y puesta en
operación del barco taladro Neptune Discoverer (BND-01) el cual ancló en costas venezolanas en el
campo Dragón correspondiente a la Base Carúpano el día 11 de junio de 2008 y cuya operación
empezó el día 16 de junio de 2008. Actualmente este barco continúa con la perforación del pozo
DR4A, resaltando que es la primera experiencia que se tiene en este tipo de actividad.
Contratación de la Unidad de Perforación Semisumergible Aban Pearl: durante el mes de agosto de
2008 se incorporó la unidad semisumergible Aban Pearl y el equipo auxiliar ROV, a través de la
contratación de la empresa Petromarine Energy Services Ltd. Dicho equipo se utilizará para el
proyecto de construcción y rehabilitación de pozos en el área Costa Afuera de Venezuela,
enmarcado en el Plan Siembra Petrolera 2008-2013.
• Asociaciones con Terceros: Empresa Mixta Sísmica Bielovenezolana, S.A.: actualmente se está llevando a cabo el Proyecto
Sísmico Boyacá 07G 2D, el cual se encuentra en fase de perforación y adquisición de data.
Actualmente dispone de cinco camiones vibradores y equipos de grabación sísmica para ejecutar el
proyecto.
Dentro del contrato de entendimiento firmado entre PDVSA y la empresa Estatal Única Unión de
Empresas Productoras Belorusneft se contempla la cooperación para aumentar la capacidad
productiva y la cadena de valor asociada; así como la transferencia tecnológica, adiestramiento del
143
personal venezolano para la operación de equipos, mantenimiento preventivo, fabricación,
ensamblaje y diseño de las instalaciones y fábricas en suelo venezolano.
Es importante mencionar, que esta empresa mixta maneja otros proyectos de sísmica 2D y 3D, los
cuales se mencionan a continuación: Cariñas Este 06G 3D; Cariñas Oeste 06G 3D; Yopales Central
Yopales Sur 07G 3D; Yopales-Budare Sur 07G 3D y, Pinar del Río 07G 2D, Aguas Someras (Cuba).
• Actividad Internacional: Recuperación y reactivación de dos taladros (CPV-16 y CPV-23) y movilización de un taladro nuevo
de 2.000 Hp (PDV-08): durante el año 2008 fueron enviados a la República del Ecuador para
apalancar los planes operacionales y de desarrollo de Petroecuador, los Taladros CPV-16 y CPV-
23, en función de acuerdo firmado entre la empresa Petroproducción (Filial de Petroecuador) y
PDVSA Servicios.
Con respecto al Taladro PDV-8: será utilizado para llevar a cabo el Plan de Exploración que
contempla incrementar reservas de gas y condensado en el área tradicional petrolera de Bolivia, en
los campos Cañada, Itaguazurenda y Ovai. Actualmente el taladro está en fase preoperativa para
iniciar mudanza a la localización VBR-34D del campo Víbora y se estima iniciar operaciones en el
año 2009.
Los ingresos percibidos por las operaciones de estos taladros, en esta primera etapa, estarán
destinados a cubrir el impacto de la inversión inicial y, en el mediano plazo, apalancar las
operaciones en Ecuador y Bolivia.
Facilitados dos Top Drive´s: bajo el Convenio Marco Cupet-PDVSA, recientemente fueron facilitados
dos Top Drive´s (equipo de alta tecnología que conforma el taladro, lo cual permitirá optimizar los
tiempos de perforación) con el fin de apalancar las operaciones de exploración y producción en
Cuba. Se estima el arribo de estos equipos en el año 2009.
Proyecto Sísmico Lliquimuni 08G-2D: contempla la adquisición de 1.100 Km lineales de sísmica
bidimensional, abarcando un área aproximada de 2.500 Km2, con un tiempo de ejecución de 12
meses, iniciando una etapa en la exploración y explotación de hidrocarburos en la provincia de La
Paz. El área de impacto está ubicada en el Piedemonte Andino al norte de Bolivia abarcando los
Departamentos de La Paz, Beni y, Cochabamba.
c. PDVSA Ingeniería y Construcción Fue constituida en el año 2008. Su propósito fundamental es proveer y adecuar la infraestructura
industrial y no industrial requerida por PDVSA, dentro y fuera del país, mediante la ejecución de
proyectos estratégicos en todas sus fases. Esta filial prestará servicios de ingeniería, soporte a la
144
procura, construcción, gerencia integral y asistencia técnica a los principales proyectos establecidos
en el Plan Siembra Petrolera, Convenios de Cooperación Energética y programas de infraestructura
social en áreas de influencia. Dicha actividad apalancará las metas operacionales y de producción
establecidas a lo largo de la cadena de valor del negocio; así como también a la iniciativa impulsada
por el Gobierno de Venezuela de contribuir a la seguridad energética, desarrollo socioeconómico, e
integración de los países del Caribe, Centroamérica y, Suramérica.
La premisa fundamental en la ejecución de los proyectos será dinamizar el desarrollo endógeno e
industrial del país, maximizar el uso del componente nacional y promover la generación de empleo,
formación y capacitación del entorno comunitario. En este sentido, durante el año 2008 y como uno
de los principales logros, PDVSA Ingeniería y Construcción, diseñó e implantó una estrategia
empresarial adaptada a las necesidades del Plan Siembra Petrolera, basada en la demanda de
recursos de los próximos años y orientada en darle viabilidad a la ejecución de los proyectos. Dicha
estrategia prevé desarrollar el brazo ejecutor de los proyectos en un corto plazo y obtener las
siguientes ventajas competitivas:
• En el área de Ingeniería: Adquisición de una empresa de ingeniería nacional de primer nivel: disponibilidad a corto plazo de
recursos, flexibilidad para subcontratación de estudios o asesorias de alta especialización,
optimización de costos y tiempo y estandarización de la calidad de servicio.
Alianzas estratégicas con empresas de clase mundial con amplia experiencia en proyectos
petroleros y gasíferos en tierra y costa afuera: vanguardia tecnológica, disponibilidad de estudios o
asesorias de alta especialización y/o flexibilidad para su subcontratación y apalancamiento en la
construcción de instalaciones industriales de envergadura.
Contratación de empresas nacionales, amplia la disponibilidad de servicios de inspección de campo
y servicios de ingeniería de mediana y baja complejidad y/o especialización; así como también el
apalancamiento de Empresas de Propiedad Social (EPS).
• En el área de procura: Gerencia de Procura: gerencia integral de la procura, jerarquización de los requerimientos,
definición de estrategias y planificación en conjunto con la filial de compras de materiales y equipos
(Bariven) y el seguimiento y control de la procura.
Alianzas con proveedores nacionales: disponibilidad de recursos y materias primas para
construcción y fabricación, minimiza costos y tiempos de entrega y apalancamiento del parque
industrial.
145
• En el área de Construcción: Empresa propia de construcción: disponibilidad a corto plazo de recursos, flexibilidad para
subcontratación de estudios o asesorias de alta especialización y la optimización de costos y
tiempo.
Adquisición de maquinarias y equipos especializados: disponibilidad de maquinarias y equipos
especializados, ahorros de costos de alquiler, minimización de tiempo de espera y movilización de
maquinarias.
Constructoras nacionales: ampliar la disponibilidad de servicios de construcción civil, mecánica,
electricidad e instrumentación de alta, mediana y baja complejidad, y apalancamiento de EPS.
Alianzas y consorcios con empresas internacionales: extender el brazo ejecutor de la construcción a
través de la flexibilidad para subcontratación, minimiza tiempos de contratación y asesoramiento y/o
gerencia especializada en construcción de instalaciones de nuevas tecnologías.
En la actualidad PDVSA Ingeniería y Construcción provee con esfuerzo propio y a través de
terceros servicios de ingeniería, soporte técnico, construcción y gerencia, a diferentes proyectos del
Plan Siembra Petrolera, de carácter nacional e internacional, descritos a continuación: Visualización
de Proyectos (manejo de sólidos y líquidos de los campos Carabobo y Junín, Desarrollo Socialista
de la FPO, Complejo Industrial El Supremo Sueño de Bolívar en Nicaragua, Oleoducto
Transoceánico de Nicaragua); Conceptualización de proyectos (Campo Carabobo I, Gas Natural
Licuado Trenes I y II, Conversión Profunda de la Refinería Puerto La Cruz, Laboratorios Universidad
Bolivariana de Venezuela en Güiria); Definición de proyectos (automatización de protección PAP,
edificio facilidades portuarias del Complejo Industrial Jose, sistema de agua de CIGMA,
deshidratación-desalación EPM-2); implantación de proyectos (Planta de Distribución de
Combustibles Acajutla en El Salvador, Planta de Fuel Oil Benjamín Zeledón en Nicaragua).
Adicionalmente PDVSA Ingeniería y Construcción apoyó a los diversos entes corporativos a través
del soporte y asistencias técnicas, descritas a continuación: evaluación de la viabilidad del Plan
Siembra Petrolera 2009-2021; análisis de constructibilidad al Proyecto Planta de Distribución de
Combustibles Acajutla en El Salvador; estudio de ingeniería de valor, análisis de constructibilidad y
medición del grado de definición del Proyecto EGCI-PGA; valoración de seguridad industrial al
Proyecto Plantel de Fuel Oil Benjamín Zeledón en Nicaragua; apoyo técnico al desarrollo del Front
End Engineering Design (FEED) de la Refinería de Kingston en Jamaica; elaboración y revisión de
estimados de costos de proyectos a solicitud de los distintos negocios y filiales de PDVSA; revisión,
validación y respaldo de los principales proyectos de PDVSA en función de los requerimientos del
Comité de Planificación y Finanzas.
146
En el marco de los convenios de cooperación energética e integración de Suramérica,
Centroamérica y el Caribe, PDVSA Ingeniería y Construcción se ha hecho presente a través de la
asignación del recurso humano especializado en Gerencia de Proyectos con la finalidad de
coordinar la ejecución integral de los siguientes proyectos: Refinería del Pacífico (Ecuador),
Refinería Cienfuegos (Cuba) y, el Complejo Industrial El Supremo Sueño de Bolívar (Nicaragua).
d. PDVSA Desarrollos Urbanos La política nacional de vivienda y hábitat ha sido transformada en el marco del Plan de Desarrollo
Económico y Social de la Nación, se ha complementado la ampliación de las modalidades de
construcción de viviendas, su masificación y su rapidez, con elementos como la participación
ciudadana, la autoconstrucción y cogestión, la conformación de los espacios, infraestructuras y
condiciones para el hábitat integral y el mejoramiento cualitativo y cuantitativo de la calidad de vida
de la población.
La construcción de viviendas a nivel nacional va acompañada de la conformación de espacios aptos
para la vida, lo cual indica que no se trata solamente de la construcción de viviendas, sino también
de aquellas obras de infraestructura urbana que favorezcan el acceso a los servicios básicos, a las
comunidades y salida de éstas hacia los espacios urbanos inmediatos; las condiciones para el
desarrollo de actividades socio-productivas; espacios que favorezcan el uso de sistemas de
transporte público o masivo y la creación de equipamientos que permitan minimizar el impacto de
los desarrollos urbanos sobre el ambiente. PDVSA y la empresa Desarrollos Urbanos, S.A.
(Dulcosa), han estado asumiendo parte de esta responsabilidad.
Bajo la nueva visión en lo administrativo y con una nueva política de vivienda surge en 2008 la
nueva filial PDVSA Desarrollos Urbanos enmarcada dentro del nuevo rol de PDVSA como palanca
del desarrollo social del país, y en específico en materia de vivienda y hábitat, en articulación con
las líneas generales dirigidas desde el Ministerio del Poder Popular para las Obras Públicas y
Vivienda (MOPVI).
Durante el 2008 se han alcanzando logros especialmente en la región occidental del país, con
proyectos emblemáticos como el de dignificación revolucionaria El Marite en el estado Zulia y en la
región capital el Proyecto de Construcción de Complejos Habitacionales Integrales en Montalbán.
147
3. Empresas del Sector Alimentos a. PDVSA Agrícola La creación de PDVSA Agrícola como filial de PDVSA se realiza en el año 2007. Su objetivo es
impulsar el desarrollo endógeno territorial y social de las zonas rurales del país y, contribuir al logro
de la soberanía alimentaria.
El año de la consolidación del plan de negocios de la filial fue el 2008, el cual quedó constituido por
una cadena de proyectos estratégicos y estructurantes que apunta hacia la transformación del agro
y agroindustria en Venezuela y cuyo núcleo fundamental lo constituyen los Complejos
Agroindustriales de Derivados de la Caña de Azúcar dirigidos, además de la producción de etanol,
para el uso en la mezcla de la gasolina destinada al mercado interno, a la producción de levadura
forrajera, bagazo hidrolizado y mieles invertidas que constituyen insumos fundamentales en los
proyectos de producción de carne y leche. Asimismo, los complejos agroindustriales de la caña de
azúcar constituyen la esencia del desarrollo regional en los polígonos donde se encuentran
localizados y, la vía de conversión de los modelos de producción actual hacia un nuevo modelo
socialista. PDVSA Agrícola es una empresa socialista dirigida hacia obtener una máxima eficiencia
técnica y económica sin explotación del hombre y, sus ganancias se distribuyen a través de los
precios de venta de sus productos al consumidor, cuyos planes forman parte de la estrategia del
Plan de Siembra Petrolera de PDVSA, en apoyo al Plan Nacional de Soberanía Alimentaria.
Durante el año 2008 se concretaron un grupo de acuerdos internacionales, entre los cuales se
destacan:
• Convenio Cuba-Venezuela: se concretaron actividades relacionadas con la participación de
asesores cubanos en la producción de caña de azúcar y otros rubros agrícolas. Asimismo, se
intensificaron las labores para la construcción agrícola e industrial de los complejos azucareros y
de los derivados de la caña de azúcar.
• Contrato marco con la empresa mixta Constructora del Alba Bolivariana, C.A. (Cuba-Venezuela):
para cubrir la construcción de los complejos agroindustriales de derivados de la caña de azúcar
del primer escalón y, los centrales azucareros de Cojedes y Monagas.
• Contrato con la empresa DEDINI, S.A. Industrial de Base de Brasil (mayor fabricante a nivel
mundial de destilerías completas de alcohol combustible de caña): ingeniería y suministro de las
destilerías de los complejos del primer escalón (Cojedes, Portuguesa, Barinas y Trujillo).
• Acuerdo con el Instituto Cubano de Investigación y Desarrollo de la Caña de Azúcar (ICIDCA):
para el desarrollo de la ingeniería básica de la Planta de Torula (Planta de tratamiento ambiental
de los efluentes de la destilación de alcohol con producción de levadura forrajera).
148
• Acuerdo con Empresa de Ingeniería y Servicios Técnicos Azucareros (TECNOAZÚCAR) de
Cuba: para la preparación de la propuesta técnico comercial para tanto la ingeniería de detalles
como para el suministro de la Planta de Torula.
• Convenio con la empresa Argentina Granja Tres Arroyos, S.A. Comercial Agropecuaria
Financiera e Inmobiliaria: cuyo alcance se dirige a la participación y ejecución conjunta para el
desarrollo e implantación del proyecto Complejo Integral Avícola Socialista (CIAS), el cual se
encuentra en la fase de ingeniería y estudios preliminares, apuntando a una producción de 360
MT anuales de carne de pollo.
• Acuerdo con empresa China Heilongjiang Xinliang Grains & Oil Group Co; Ltd.: para la creación
de una empresa mixta dirigida al desarrollo e implantación de proyectos agroindustriales en la
FPO. Mejoramiento de suelos, desarrollo del cultivo de yuca, instalación de una planta para la
producción de agroquímicos, producción de fertilizantes, exploración y producción de cal y,
transporte de roca fosfórica para el mejoramiento de suelos.
Proyectos de PDVSA Agrícola A continuación se mencionan los principales proyectos de la filial y los avances 2008:
• Complejos agroindustriales de derivados de la caña de azúcar del primer escalón, en los estados Trujillo, Barinas, Portuguesa y Cojedes: En el año 2008 se completaron los
movimientos de tierra de los cuatro complejos y se iniciaron los trabajos de fundaciones y
drenajes. El avance de la adquisición de los equipos correspondientes a las plantas de jugo y
servicios fue de 30%, habiéndose recibido en Venezuela un promedio de 10%. Asimismo el
avance de la fabricación en Brasil de los equipos de las destilerías fue de 30%.
• Complejos agroindustriales para la producción de azúcar, en los estados Cojedes y Monagas: En el año 2008 se completó el movimiento de tierra del complejo de Monagas y se
iniciaron las obras de fundaciones y drenajes de ambos complejos, alcanzándose un avance
para finales del mismo año, de 24% en Monagas y 30% en Cojedes.
• Complejos agroindustriales de derivados de la caña de azúcar del segundo escalón, en los estados Zulia-Mérida, Trujillo, Apure y Monagas: En el año 2008 se seleccionaron y
adquirieron terrenos para estos complejos y se dio inicio a la adquisición para la fabricación de
los equipos de las plantas de jugo y servicio (Contrato con TECNOAZÚCAR). Asimismo, se dio
inicio a los estudios previos para el movimiento de tierras.
• Complejo Integral Avícola Socialista: En el año 2008 se completó la conceptualización del
proyecto (selección de tecnología y selección de sitios para los diferentes establecimientos
avícolas). Se adquirieron los sitios a través de un Convenio con CVG Productos Forestales de
149
Oriente, C.A. (CVG Proforca) y se inició la ingeniería y procura de los equipos y materiales del
proyecto.
Plan de Producción Agroalimentaria El plan de producción agroalimentaria de PDVSA Agrícola se fundamenta en el incremento de la
producción de alimentos estratégicos (leche, carne, pollos, porcinos, peces, soya, girasol, maíz,
sorgo, yuca, caraota y frijol) como resultado de la participación de pequeños y medianos
productores abarcando tanto el proceso productivo y, la transformación hasta la comercialización de
dichos rubros alimentarios.
El plan se ejecuta en trece polígonos o polos de desarrollo agrícola integral (para la producción de
alimentos y derivados de la caña de azúcar y de la yuca), distribuidos en 10 estados del país:
Portuguesa, Cojedes, Barinas (2), Trujillo (2), Mérida, Zulia, Monagas (2), Anzoátegui, Guárico y
Apure, bajo diversas unidades agroecológicas y sistemas de producción.
En el año 2008 se sembraron 30.000 hectáreas de los siguientes rubros: 531 hectáreas de
semilleros de caña de azúcar, 7.000 hectáreas de soya, 4.500 hectáreas de maíz amarillo, 3.720
hectáreas de sorgo, 352 hectáreas de arroz, 3.500 hectáreas de caraota, 8.347 hectáreas de frijol y
2.050 hectáreas de yuca. Asimismo se adquirieron 2.459 hectáreas de tierras propias y se inició el
proceso de negociación de 12.443 hectáreas, las cuales se incorporarán al proceso productivo en el
año 2009.
La estrategia contempla la visión integral de los sistemas de producción existentes, asociación con
productores, asistencia técnica, comercialización y acompañamiento, apalancado por los recursos
humanos, tierras propias existentes y los centros de insumos, servicios de apoyo a la producción y
complejos agroindustriales en construcción, que se consolidaran en el período 2010-2014.
La producción de los rubros alimenticios antes mencionados contempla tanto el proceso productivo,
como su transformación y comercialización; de forma tal que los productos finales puedan llegar a
los consumidores a través de PDVAL y MERCAL.
b. Productora y Distribuidora Venezolana de Alimentos, S.A. (PDVAL) Debido al desabastecimiento y acaparamiento de los productos principales de la cesta básica
ocasionado por las empresas privadas, se instruye a PDVSA para crear una empresa distribuidora
de alimentos; por lo tanto, en el año 2008 se constituye, la Productora y Distribuidora Venezolana,
S.A. de Alimentos, S.A. (PDVAL) filial de PDVSA Agrícola, la cual en el corto plazo derrotó el
acaparamiento, la especulación y contrarrestó el alto productos alimenticios, con la distribución
inmediata de la cesta básica a precios regulados, en diferentes puntos de venta en todo el territorio
nacional, atendiendo toda la cadena de comercialización, que incluye producción, transporte,
150
almacenamiento, distribución y venta final, lo que se traduce en una reducción paulatina de las
importaciones e impulso de la capacidad de producción nacional.
PDVAL es una empresa líder en la distribución de alimentos e insumos básicos para el hogar a nivel
nacional, mediante la ejecución de procesos efectivos, eficaces y transparentes, alineados a
estrategias nacionales de seguridad alimentaria, que conllevan al desarrollo endógeno de nuevas
empresas productoras de alimentos, generando crecimiento de sectores productivos industriales,
orientados hacia la consolidación del nuevo modelo productivo socialista.
De manera estratégica se ha incorporado a los Concejos Comunales en la distribución de los
alimentos a través de los PDVALitos Comunales, e incorporando a la pequeña y mediana industria
como proveedores de bienes y servicios, con la finalidad de minimizar la importación de alimentos
de consumo masivo a nuestra sociedad según nuestro requerimiento y cultura alimenticia.
Plan Estratégico
• Para lograr la autonomía en la producción y distribución de grasas y aceites comestibles en la
Red PDVAL se adquirieron las empresas: Industrias Diana, C.A., Palmeras Diana del Lago, C.A.,
Indugram, C.A. y Productos La Fina, C.A.; para ampliar la red de almacenaje se adquirieron las
empresas: Inter Inversiones, S.A., Inversiones Toen, C.A., Inversiones Omega IX, C.A.,
Representaciones El Faraón, C.A. e Inversiones Omega VI, C.A.; y con el objeto de tener la
gobernabilidad de la cadena de frío, PDVAL compra Centro de Almacenes Congelados, C.A.
(CEALCO) con una capacidad disponible de 42.000 TM.
• Red de comercialización existente: Fortalecer la red de PDVALitos y PDVALes para garantizar la
disponibilidad de los productos que conforman la cesta básica alimentaria.
• Ingeniería, procura y construcción PDVALitos y PDVALes a nivel nacional: Incrementar el
número de puntos de ventas para lograr un mejor alcance de distribución de alimentos a la
población venezolana.
• Flota de vehículos de carga pesada: Aumentar el número de unidades de transporte para
disminuir la dependencia de terceros en la distribución de alimentos, desde los puertos y
unidades de producción nacional hacia los almacenes y puntos de ventas.
• Ampliar nuestra red de comercialización y auto-abastecimiento de los principales rubros
alimenticios: se adquieren 35 instalaciones como edificaciones para puntos de ventas, terrenos,
mataderos industriales y otros.
• Sector primario de producción: Apoyar el desarrollo de la producción primaria mediante la
consolidación de núcleos de producción. Para el posterior procesamiento de alimentos, aumentó
151
la capacidad de producción nacional y disminuyó la importación de ciertos rubros alimenticios,
con la finalidad de velar por la seguridad alimentaria de la población venezolana.
• Sector pesquero a nivel nacional: Apoyar a los pescadores artesanales a nivel nacional,
propiciando su organización, donde PDVAL suministra embarcaciones de pesca, motores fuera
de borda y, artes de pesca.
Principales Actividades Desarrolladas 1. Gerencia de Procura y Aprovisionamiento Su objetivo principal es realizar las compras nacionales e internacionales coordinadas con Bariven
de todos los rubros que se proveen en la red de acuerdo a las necesidades del país, recibiendo un
total de 553.540 TM desglosados de la siguiente manera: 445.335 TM de importación de los
principales rubros de la cesta básica (leche, azúcar, pollo, carne, caraotas, entre otros) y, 108.206
TM de productos nacionales (harina de maíz, leche, azúcar, cereales, sardinas).
2. Gerencia de Almacenamiento La utilización de almacenes localizados en el territorio nacional, es un factor primordial porque de
ello dependerá la efectiva distribución de los alimentos. La selección del almacén corresponde a las
características físico-químicas de los rubros y a la capacidad total de acopio. Al cierre del año se
cuenta con un total de 499.358 TM de capacidad de almacenamiento, 440.775 TM para
almacenamiento seco y, 58.583 TM para almacenamiento de frío.
3. Gerencia de Distribución Se encarga de suministrar los productos adquiridos por PDVAL a todas las regiones; con respecto al
comportamiento de la distribución mensual, hubo un aumento progresivo en la distribución de
productos lográndose un acumulado de 332.355 TM al final del año.
4. Gerencia de Infraestructura Coordina la formulación y ejecución de las políticas, programas, planes y proyectos de desarrollo de
infraestructuras, en lo concerniente a la red de almacenes, frigoríficos, HiperPDVALes, PDVALes,
PDVALitos y otros, a fin de garantizar las condiciones óptimas de funcionamiento, en pro de la
seguridad y soberanía alimentaria. En este sentido, durante el año 2008 se inició la adecuación,
rehabilitación y recuperación de 153 inmuebles, con el fin de llevarlos a condiciones físicas óptimas
para su funcionamiento como: puntos de ventas, almacenes, empresas productivas y otros. A final
del año se culminaron 54 adecuaciones a nivel nacional.
152
5. Gerencia de Mercadeo y Ventas Su objetivo principal es colocar los productos alimenticios a disposición de los consumidores en la
red de ventas a nivel nacional, ubicadas de manera estratégica y de acuerdo con el tamaño de la
población, ofreciendo productos de primera necesidad a precios regulados. A nivel nacional
funcionan los siguientes puntos de ventas:
• 1.705 PDVALitos comunales habilitados.
• 1 PDVALito comunal construido.
• 10 PDVALes en estaciones de servicio PDV.
• 11 PDVALes mediante alianzas institucionales (Electricidad de Caracas, Instituto Nacional de
Nutrición, ENELVEN, Fuerzas Armadas Nacionales y otros).
• 23 PDVALes red.
• 3 HiperPDVALes.
• PDVAL en 34 mercados municipales.
• PDVAL en 1.261 panaderías populares.
Durante el año 2008, se logró un ahorro promedio de 49% para los consumidores en los productos
alimenticios vendidos por PDVAL, en comparación con el precio promedio de los mismos rubros de
la red privada.
c. Grupo Lácteos Los Andes El 14 de marzo de 2008, PDVSA compró la totalidad de las acciones del grupo de empresas
Lácteos los Andes cuya actividad principal es la producción y distribución de productos lácteos, con
el objetivo de atender el desabastecimiento de productos alimenticios de la cesta básica de los
venezolanos. Esta empresa es la más importante pasteurizadora del país por volumen de
producción y comercialización, la calidad de los 24 productos que manufactura y, la eficiencia en la
prestación de servicios por distribuidores y vendedores; además de ser referencia nacional en
cuanto a la higiene de sus procesos manufactureros.
El grupo de empresas lo integran 45 sociedades comerciales, Las principales son dos plantas
procesadoras de leche cruda y productoras de derivados lácteos, néctares y jugos, una planta para
quesos y mantequilla; así como también una comercializadora de leche cruda, tres centros
principales de distribución y dos mini-holding de transporte y servicios. De estos últimos dependen
cinco empresas recolectoras y una de transporte de leche cruda; además de 31 sociedades
comerciales que se conectan con 44 centros de distribución propios y a ocho centros de distribución
independientes, para un total de 52 centros de distribución que cubren el territorio nacional, los
153
cuales se complementan en una cadena de comercialización con 1.017 vendedores, de los cuales
141 atienden las cadenas de supermercados; los restantes 876 son vendedores independientes. En
general los productos de Lácteos Los Andes diariamente llegan hasta 45.000 puntos de ventas al
consumidor final; además de atender la red de distribución de PDVAL y MERCAL. La producción de
la cesta de productos de Lácteos Los Andes alcanzó en el año 2007 a 246 MMLts y, en el año 2008
se elevó a 253 MMLts. Destaca el rubro de leche pasteurizada que se incrementó de 20.000 Lts/día,
al momento de la adquisición accionaria, a un promedio de 174.000 lts/día, con una producción
máxima en el mes de agosto de 212.000 Lts/día, cifras logradas por la gestión como empresa del
Estado.
La empresa tiene registradas las marcas comerciales Los Andes, Frutel, Ella, Bio y, Cebú las cuales
forman parte de su patrimonio. Las operaciones del grupo de empresas de Lácteos Los Andes
emplean un total de 3.144 trabajadores, discriminados en 1.775 en las plantas y 1.369 en labores de
distribución.
Se apoyó e incentivó la producción de rubros nacionales: como mango, guayaba, parchita y limón,
con los cuales se formularon y desarrollaron nuevos productos, como papelón con limón, mango
alegre y néctar de frutas tropicales; además, se desarrollaron otros 60 productos para su
lanzamiento al mercado. Para el incentivo y apoyo técnico en la producción primaria de leche y otros
rubros agrícolas se mantiene convenios con comunidades de pequeños productores, universidades
nacionales y otros organismos de investigación.
En atención a programas sociales de apoyo a las comunidades adyacentes a sus principales
centros de operación, Lácteos Los Andes procede al suministro diario del vaso de leche escolar
para 12.000 niños y niñas de las escuelas bolivarianas ubicadas en Nueva Bolivia, estado Mérida y
Cabudare, estado Lara, localidades donde están situadas las principales plantas de Lácteos Los
Andes.
En el área de salud se acondicionó y se dotó de personal y equipos a la Sala de Rehabilitación
Integral y el Centro de Diagnóstico Integral de Nueva Bolivia. En el área educativa se recuperó la
planta física del Instituto Agrotécnico, se dotó de mobiliario y equipos a la Aldea Universitaria, así
como a seis escuelas ubicadas en Nueva Bolivia y Caja Seca.
VII.Empresas del Sector Eléctrico De acuerdo con lineamientos y objetivos estratégicos del Ejecutivo Nacional, durante el año 2007 la
Asamblea de Accionista de PDVSA autorizó la compra de acciones de varias entidades que operan
en el sector eléctrico del país, las cuales serán transferidas en el corto plazo a la Corporación
Eléctrica Nacional, S.A. (CORPOELEC) de conformidad con el Decreto con Rango, Valor y Fuerza
154
de Ley Orgánica de Reorganización del Sector Eléctrico, publicada en la Gaceta Oficial Nº 38.736
del 31 de julio de 2007. De acuerdo con instrucciones emitidas por el MENPET, las acciones de
estas entidades del sector eléctrico, serán transferidas a su valor en libros al momento de la
transacción. Actualmente PDVSA y el MENPET están completando una serie de formalidades
legales para la transferencia de las entidades del sector eléctrico a CORPOELEC. La Corporación
sigue comprometida con el plan de transferencia y estima que este proceso culminará durante el
primer semestre de 2009.
A continuación, un resumen de las operaciones de compra:
a. C. A. La Electricidad de Caracas El 15 de febrero de 2007, PDVSA suscribió un acuerdo con The AES Corporation (AES) y su filial
AES Shannon Holding, B.V. para la compra de su participación en C.A. La Electricidad de Caracas
(EDC), equivalente a 82,14% de las acciones. De acuerdo con la legislación venezolana, para
adquirir las acciones restantes en circulación, PDVSA realizó una oferta pública.
Entre el 8 de abril y el 8 de mayo de 2007, PDVSA realizó la oferta pública para adquirir hasta
17,86% de las acciones restantes en circulación de la EDC, por el equivalente en bolívares fuertes
de 0,2734 dólares por acción (calculado a la tasa de cambio oficial para la venta de dólares, vigente
en la fecha de cierre). Esto incluyó, paralelamente, una oferta pública en Venezuela y una en los
Estados Unidos, para la adquisición de todos y cada uno de los American Depositary Share (ADS’s)
en circulación, cada uno representativo de 50 acciones de EDC, a un precio de 13,6675 dólares por
cada ADS.
Como resultado de la oferta pública y del acuerdo con AES, PDVSA adquirió 93,61% del total de las
acciones en circulación de EDC, por un total de 844 millones de dólares.
b. Sistema Eléctrico del Estado Nueva Esparta, C.A. (SENECA) El 8 de febrero de 2007, PDVSA firmó un Memorándum de Entendimiento con CMS Energy
Corporation, para comprar sus acciones en la empresa Sistema Eléctrico del estado Nueva Esparta,
C.A. (SENECA), por 106 millones de dólares, las cuales representan 88% del capital social de esa
entidad. El 7 de marzo de 2007, la Asamblea de Accionista de PDVSA aprobó la compra en los
términos acordados, la cual se completó el 30 de marzo de 2007.
c. Otras Empresas del Sector Eléctrico El 6 de julio de 2007, PDVSA compró la totalidad de las acciones de la C.A. Electricidad de Valencia
(ELEVAL) por 190 millones de dólares y, el 16 de noviembre de 2007, compró la totalidad de las
acciones de la C.A. Luz y Fuerza Eléctrica de Puerto Cabello (CALIFE) por 55 millones de dólares.
155
La adquisición de las acciones de estas entidades del sector eléctrico condujo a la toma de su
control operacional y financiero.
VIII.Compromisos y Contingencias Garantías Al 31 de diciembre de 2008, PDVSA y algunas de sus filiales, tienen garantías para la terminación
de obras relacionadas con acuerdos de deuda y financiamiento de asociaciones en proyectos, así
como también para la adquisición de inventarios de productos alimenticios. Las compañías,
obligaciones de garantías y el año de terminación se muestran a continuación (en millones):
OBLIGACIONES DE GARANTÍAS
Compañías DólaresAño de
terminación
Petróleos de Venezuela, S.A. 100 2009CITGO 17 2012PDVSA Petróleo 93 2012
Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, PDVSA no ha contabilizado pasivos por estos conceptos.
Históricamente, los reclamos producto de garantías, no han sido significativos.
Al 31 de diciembre de 2008, CITGO ha garantizado deudas de filiales y afiliadas, incluyendo cartas
de crédito y financiamientos para adquisición de equipo de comercialización.
PDVSA Petróleo mantiene una fianza ambiental global suscrita con el Ministerio del Poder Popular
para el Ambiente (MINAMB), la cual garantiza la ejecución de medidas ambientales en concordancia
con las legislaciones vigentes.
Acuerdos con la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) Venezuela es miembro de la OPEP organización dedicada, principalmente, al establecimiento de
acuerdos en busca del mantenimiento de precios estables del petróleo crudo a través de la fijación
de cuotas de producción. Hasta la fecha, la reducción en la producción de petróleo crudo como
resultado de cambios en las cuotas de producción de la OPEP, no ha tenido un efecto significativo
sobre los resultados de las operaciones de la Corporación, su flujo de caja y sus resultados
financieros.
En las reuniones extraordinarias de la OPEP, realizadas entre los meses de septiembre y diciembre
de 2008, se acordó un recorte en la producción de crudo de 4,2 millones de barriles diarios, con
fecha efectiva a partir del 1° de enero de 2009. La gerencia de PDVSA manifiesta que para dar
cumplimiento a esta decisión, reducirá su producción en 364 mil barriles diarios.
156
Arbitraje ante la Cámara de Comercio Internacional (CCI) El 25 de enero de 2008, Mobil Cerro Negro Ltd. (filial de ExxonMobil), introdujo una solicitud de
arbitraje ante la Corte de Arbitraje Internacional de la Cámara de Comercio Internacional (CCI) en
Nueva York de Estados Unidos, en contra de PDVSA y, PDVSA Cerro Negro, exigiendo la
indemnización por daños y perjuicios ante el supuesto incumplimiento de obligaciones contractuales
asumidas bajo el Convenio de Asociación del Proyecto Cerro Negro, por parte de PDVSA Cerro
Negro, y de los términos de una garantía por parte de PDVSA. El 19 de julio de 2008, se constituyó
el Tribunal Arbitral y se firmó el Acta de Términos de Referencia. Actualmente, las partes se
encuentran a la espera de decisión del Tribunal Arbitral referente a la bifurcación del caso
estimándose, para octubre de 2009, la celebración de la audiencia en la que se oirán y discutirán los
argumentos de fondo del caso.
Paralelamente al desarrollo del procedimiento arbitral de fondo, el 26 y 27 de diciembre de 2007,
Mobil Cerro Negro Ltd. presentó una solicitud para que se dictara una orden de embargo ante el
Juzgado del Distrito Sur de Nueva York, siendo la misma accesoría al mencionado arbitraje. El
embargo solicitado afectó 300 millones de dólares depositados en las cuentas de PDVSA Cerro
Negro, mantenidas en The Bank of New York Mellon y correspondían a fondos liberados en favor de
PDVSA Cerro Negro como consecuencia de la recompra de la deuda contraída para el
financiamiento del Proyecto Cerro Negro. La orden de embargo se otorgó sin notificar previamente a
PDVSA Cerro Negro de la solicitud y fue confirmada el 13 de febrero de 2008. Este procedimiento
ha concluido con la confirmación de que la suma embargada continuará retenida hasta la
terminación del arbitraje.
Mobil Cerro Negro Ltd. también solicitó una orden de congelamiento y entrega de información, a
nivel mundial, que fue otorgada por la Corte Suprema de Inglaterra y Gales el 24 de enero de 2008.
La orden pretendía prohibir a PDVSA la disposición de sus activos en Inglaterra y Gales y la
obligaba a mantener, a nivel mundial, activos libres de gravámenes por un monto de 12.000
millones de dólares. Esta orden no prohibía a PDVSA disponer de cualquiera de sus activos en el
curso ordinario y apropiado de sus negocios. PDVSA presentó su argumentación de defensa el 14
de febrero de 2008. El 18 de marzo de 2008, la Corte Suprema de Inglaterra y Gales emitió posición
a favor de PDVSA, donde rechazó la orden de congelamiento otorgada anteriormente.
El 5 de marzo de 2008, la OPEP emitió resolución expresando su apoyo a Venezuela y a PDVSA,
en el ejercicio de su derecho soberano para el manejo de sus recursos naturales, en concordancia
con las leyes internacionales, un derecho reiterado por las Declaraciones de las Cumbres de Jefes
de Estado y de Gobiernos de Argel, Caracas y, Riyadh.
157
PDVSA considera que la resolución de esta disputa no tendrá un efecto significativo sobre sus
operaciones y situación financiera.
Otros Litigios y Reclamos En enero de 2008, se inició un procedimiento consolidado de los cinco que cursaban en distintos
Tribunales de los Estados Unidos, donde varias empresas norteamericanas demandaron a PDVSA
y sus filiales domiciliadas en los Estados Unidos. El procedimiento es consolidado en la Corte del
Distrito Sur en Houston-Texas y los demandantes alegan que se están violando las Leyes Anti-
monopolio de los Estados Unidos, en perjuicio de los consumidores. Al 31 de diciembre de 2008, las
demandadas se encuentran a la espera de la decisión del Tribunal respecto a la desestimación del
caso.
El 30 de julio de 2007, el Tribunal 9° Superior de lo Contencioso Tributario de Venezuela, dictó
sentencia con respecto a un recurso interpuesto por PDVSA Petróleo contra actas de reparo
emitidas por la Administración Tributaria, en las que se objetaba la deducibilidad del aporte
efectuado, de conformidad con el Artículo Nº 6 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos (LOH). En
dicha sentencia se concluye que sólo serían susceptibles de deducción las exportaciones de
“petróleo” y no otros productos o subproductos de los hidrocarburos; y que debe ser interpretado de
manera restrictiva por cuanto involucra un beneficio fiscal (deducción). La gerencia de PDVSA y sus
asesores legales han manifestado que la señalada sentencia, en principio, parece tener
consistencia con el texto legal; sin embargo, defenderán el criterio de la deducibilidad a través de un
recurso de apelación ante la Sala Político Administrativa del Tribunal Supremo de Justicia (TSJ). Al
31 de diciembre de 2008 y 2007, la provisión para litigios y otros reclamos por los conceptos antes
mencionados es de 1.345 millones de dólares y 338 millones de dólares, respectivamente, en la
cual se incluyen un conjunto de casos que responden a las deducciones previstas en el Artículo N°
6 de la LOH y sobre los cuales no ha habido pronunciamiento judicial alguno, pero que en criterio de
gerencia de la Corporación y sus asesores legales, deben ser igualmente considerados en dicha
provisión.
El 25 de junio de 2007, la Sala Constitucional del TSJ declaró inadmisible el recurso de revisión
interpuesto por la representación judicial de PDVSA Petróleo en contra de la decisión de fecha 16
de febrero de 2006, de la Sala Político Administrativa del TSJ, que declaró sin lugar la apelación
interpuesta por PDVSA Petróleo contra la resolución del Servicio Nacional Integrado de
Administración Aduanera y Tributaria (SENIAT), de fecha 17 de noviembre de 1999, relacionada con
obligaciones tributarias correspondientes a los años 1994, 1995 y 1996, por 830 millones de
dólares. En junio de 2008, la Corporación efectuó pagos por este concepto con Certificados de
Reintegros Tributarios (CERT) por 682 millones de dólares a favor del SENIAT y, 13 millones de
158
dólares en efectivo. Al 31 de diciembre de 2008, la provisión para litigios y otros reclamos incluye
135 millones de dólares por este concepto.
La Corporación está involucrada en otros reclamos y acciones de orden legal en el curso normal de
sus operaciones por 1.412 millones de dólares. En opinión de la gerencia y sus asesores legales, la
disposición final de estos reclamos no tendrá un efecto material adverso sobre la posición financiera
de la Corporación, resultados de sus operaciones o su liquidez.
Al 31 de diciembre de 2008, existen otros reclamos y acciones de orden legal vinculados a asuntos
tributarios, civiles y laborales por los cuales la gerencia de PDVSA ha estimado reconocer una
provisión de 645 millones de dólares.
Con base en el análisis de la información disponible, se incluye en acumulaciones y otros pasivos
una provisión, al 31 de diciembre de 2008 y 2007, por 2.125 millones de dólares y 1.810 millones de
dólares, respectivamente. Si las demandas y reclamos conocidos se resolvieran de una manera
adversa para la Corporación en montos mayores que los acumulados, entonces estos resultados
podrían tener un efecto material adverso sobre los resultados de estas operaciones. A pesar de que
no es posible predecir la resolución final de estas demandas y reclamos, la gerencia, basada en
parte en la recomendación de sus asesores legales, no considera que sea probable que pérdidas
asociadas con los mencionados procedimientos legales, que excedan los estimados ya reconocidos,
generen montos importantes para la situación financiera de la Corporación o, en los resultados de
sus operaciones.
Cumplimiento con Regulaciones Ambientales La mayoría de las filiales de PDVSA, tanto en Venezuela como en el extranjero, están sujetas a
diversas leyes y reglamentos ambientales que requieren gastos significativos para modificar sus
instalaciones y prevenir o subsanar los efectos ambientales del manejo de desechos y derrames de
agentes contaminantes. En los Estados Unidos y Europa, las operaciones están sujetas a una serie
de leyes y reglamentos federales, estatales y locales que pueden exigir a las compañías tomar
acciones para subsanar o aliviar los efectos de la desactivación temprana de plantas o el derrame
de contaminantes sobre el ambiente.
PDVSA está llevando a cabo acciones para prevenir los riesgos ambientales, proteger la salud de
las personas y preservar la integridad de sus instalaciones. Durante el año 2008, PDVSA continuó
implantando su sistema de Gerencia Integral de Riesgos (SIR-PDVSA®) en toda la Corporación, el
cual estima completar en el año 2012. Este sistema se basa en estándares y prácticas
internacionales como ISO 9000 para el control de documentación; ISO 14001 para manejo
ambiental; ISO 18000 y el British Standard BS8800 para salud ocupacional; y los lineamientos del
159
American Petroleum Institute (API) para seguridad de los procesos. PDVSA ha invertido
aproximadamente 42 millones de dólares e invertirá adicionalmente 1 millón de dólares para
completar la implementación total del SIR-PDVSA. Adicionalmente, PDVSA tiene un plan de
inversión para cumplir con los reglamentos ambientales en Venezuela, a través del cual se
ejecutaron 118 millones de dólares en el año 2008, discriminados de la siguiente manera: 84
millones de dólares en proyectos de adecuación ambiental, y 34 millones de dólares para otras
inversiones relacionadas con el ambiente e higiene ocupacional. CITGO estima inversiones de,
aproximadamente, 271 millones de dólares para proyectos que regulen los riesgos ambientales para
el año 2009.
Adicionalmente, y como parte de su responsabilidad ambiental, PDVSA mantiene un plan de
saneamiento y restauración ambiental de los pasivos ambientales que se generaron hasta el año
2004. Este plan tiene una duración de 12 años, a partir de su inicio en el año 2001 y, contempla el
saneamiento de fosas, lodos y crudo fuera de especificación; materiales y desechos peligrosos;
instalaciones, equipos abandonados para ser desmantelados; áreas impactadas por la actividad
petrolera y, las fuentes radioactivas.
CITGO ha recibido varias notificaciones de violación de la Agencia de Protección Ambiental de los
Estados Unidos (Environmental Protection Agency - EPA) y otras agencias reguladoras, que
incluyen notificaciones bajo el Federal Clean Air Act y podría ser designada como parte
potencialmente responsable (PRP), conjuntamente con otras compañías, con respecto a las
localidades que se encuentran bajo el Comprehensive Enviromental Response, Compensation and
Liability Act (CERCLA). Estas notificaciones se están revisando y, en algunos casos, se están
tomando acciones de recuperación. CITGO se encuentra comprometido con negociaciones para
establecer acuerdos con los organismos mencionados anteriormente.
Es posible que existan condiciones que requieran de gastos adicionales en diversos lugares,
incluyendo, pero no limitados, a los complejos operativos, estaciones de servicio y, terminales de
almacenamiento de petróleo crudo de PDVSA. La gerencia considera que estos asuntos, durante el
curso normal de las operaciones, no tendrán efectos significativos con respecto a la situación
financiera, la liquidez o las operaciones consolidadas de PDVSA.
160
IX.Análisis Operacional y Financiero 1. Resumen Ejecutivo Los resultados financieros consolidados de PDVSA dependen, básicamente, del volumen de
exportación de crudo y del nivel de precios de los hidrocarburos. El nivel de producción de crudo y
los desembolsos de inversión necesarios para alcanzar los niveles de producción han sido los
principales factores determinantes en los resultados financieros y operacionales.
Históricamente, los miembros de la OPEP, han entrado en acuerdos para reducir la producción de
crudo. Estos acuerdos han incrementado los precios globales de crudo bajando la oferta global de
producción. Desde el mes de julio de 2005 hasta el mes de octubre de 2006, el tope de producción
asignado a Venezuela por la OPEP era de 3.223 MBD. En noviembre de 2006 se acordó en el seno
de la OPEP un recorte estratégico de 1.200 MBD, al cual se le agregaron 500 MBD más en reunión
extraordinaria de diciembre de 2006. En septiembre de 2007 se acordó un incremento de 500 MBD
para que la OPEP, sin incluir a las Repúblicas de Angola e Iraq, coloque en el mercado 27.253
MBD. En julio de 2008 se acordó en Viena una reducción de 2.200 MBD, de los cuales la cuota
correspondiente para Venezuela fue de 199 MBD. Esta reducción entró en vigencia el 1 de enero de
2009.
En cuanto a los precios del crudo, estos estuvieron en promedio influenciados por una tendencia
alcista, a pesar de los esfuerzos de la OPEP por estabilizar el mercado. En el año 2008, la cesta
OPEP se elevó a 94,53 $/Bl, representando un incremento de 25,48 $/Bl con respecto al alcanzado
en el año 2007. Este incremento en los precios del petróleo se debió, fundamentalmente, al
crecimiento sostenido de la demanda en los países asiáticos, acuerdo de recorte de producción de
la OPEP, persistencia de las tensiones geopolíticas en el Medio Oriente y África, problemas de
producción en África, y a movimientos especulativos en los mercados a futuro. El precio promedio
de la cesta de exportación venezolana para el año 2008 fue de 86,49 $/Bl, esto es 21,75 $/Bl por
encima del año anterior (64,74 $/Bl).
Tal como fue denunciado por el Comisario Mercantil de PDVSA, en su informe sobre la gestión del
año 1999, “los estados financieros de PDVSA al cierre de 1998 reflejaban, un déficit de 14.626
millones de dólares. Los dirigentes de la Cuarta República, aliados con la gerencia meritocrática de
la vieja PDVSA, tenían a nuestra principal industria en una situación de quiebra, producto de
desacertadas decisiones operacionales y financieras9”.
9 Informe de Gestión del año 1999 del Comisario Mercantil de PDVSA Rafael Ramírez Coronado
161
Finalmente, al cierre del ejercicio económico del año 2008 y 2007, PDVSA muestra en su patrimonio
un superávit en las ganancias no distribuidas de 1.876 millones de dólares y 4.150 millones de
dólares, respectivamente, y como se muestra en el siguiente cuadro:
Composición/Detalle del Patrimonio de PDVSA
2. Inflación y Devaluación Los ingresos por ventas de PDVSA, al igual que gran parte de los costos operacionales se causan
principalmente en dólares estadounidenses (dólar ó $), mientras que los impuestos en Venezuela
son incurridos en bolívares (BsF.). Como resultado, las condiciones financieras y el resultado de las
operaciones de PDVSA están afectados por la tasa de inflación y la tasa cambiaria (BsF./US$) en
Venezuela.
- 14 6 2 6 - 13 9 3 1
- 9 17 1- 114 0 7
- 9 8 2 1 - 9 7 9 8
- 5 8 9 4
- 9 0 5
- 4 7 1
4 15 01. 8 7 6
( 17 . 0 0 0 )
( 12 . 0 0 0 )
( 7 . 0 0 0 )
( 2 . 0 0 0 )
3 . 0 0 0
8 . 0 0 0
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Ganancias (Pérdidas) Retenidas
MMUS$ 2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 2000 1999 1998
Capital Social 39.094 39.094 39.094 39.094 39.094 39.094 39.094 39.094 39.094 39.094 39.094
Utilidades Retenidas: Reservas Legales y Otras 14.677 6.952 8.860 8.825 8.662 8.706 8.046 8.843 8.133 7.557 7.567
Ganancias (Pérdidas) Retenidas 1.876 4.150 (471) (905) (5.894) (9.798) (9.821) (11.407) (9.171) (13.931) (14.626)
Total Utilidades Retenidas 16.553 11.102 8.389 7.920 2.768 (1.092) (1.775) (2.564) (1.038) (6.374) (7.059)
Aporte Adicional 7.828 3.010 3.233 - - - - - - - -
Total Patrimonio del Accionista 63.475 53.206 50.716 47.014 41.862 38.002 37.319 36.530 38.056 32.720 32.035
Intereses Minoritarios 8.038 2.856 2.387 81 67 - - - - - -
Total Patrimonio 71.513 56.062 53.103 47.095 41.929 38.002 37.319 36.530 38.056 32.720 32.035
162
31 de diciembre de2008 2007
Tasas de cambio del dólar al cierre contable (BsF/$1) 2,15 2,15Tasas de cambio promedio anuales del dólar (BsF/$1) 2,15 2,15Incrementos interanuales en el INPC* (%) 31 - Incrementos interanuales en el IPC* (%) 31 22
INDICADORES FINANCIEROS
3. Aportes Pagados a la Nación La contribución total pagada a la Nación en el ejercicio 2008 se ubicó en 37.975 millones de dólares,
superior en 8.199 millones de dólares; es decir 28% con respecto al año 2007, que fue de 29.776
millones de dólares. La contribución incluye 7.955 millones de dólares por impuesto sobre la renta,
22.473 millones de dólares por regalía en efectivo, 2.166 millones de dólares por regalía en especie,
3.111 millones de dólares por impuesto de extracción, 92 millones de dólares por impuesto de
registro de exportación, 178 millones de dólares por impuesto superficial y 2.000 millones de dólares
por concepto de dividendos.
a. Impuesto Sobre la Renta La Ley de Impuesto Sobre la Renta en Venezuela establece una tarifa de 50% para las compañías
dedicadas a la explotación de hidrocarburos y actividades conexas, estableciendo ciertas
excepciones para la explotación y realización de actividades conexas sobre petróleos crudos
extrapesados y gas no asociado, cuya tarifa es de 34%. La tarifa de impuesto sobre la renta
aplicable para las principales filiales del exterior, es de 35%.
La Ley de Impuesto Sobre la Renta establece en Venezuela el ajuste fiscal por inflación para el
cálculo del impuesto. Los valores inicialmente ajustados de las propiedades, plantas y equipos son
depreciados o amortizados a los fines fiscales en su vida útil remanente. La Ley también establece
un ajuste regular por inflación anual que será incluido en la conciliación de la renta como una partida
gravable o deducible.
b. Regalía La regalía se paga con base en el petróleo crudo producido y el gas natural procesado en
Venezuela. Se establece una tasa de 30% sobre los volúmenes de hidrocarburos y gas natural
producidos en áreas tradicionales (aplicables a PDVSA Petróleo, PDVSA Gas y las empresas
mixtas incluyendo las recientemente creadas en la Faja Petrolífera del Orinoco; antiguas
Asociaciones Estratégicas).
163
En mayo de 2006 se aprobó la Reforma Parcial a la Ley Orgánica de Hidrocarburos, mediante la
cual se establece que las operadoras deberán pagar al Estado regalías por 30% del valor de cada
barril a boca de pozo.
Las empresas mixtas están sujetas al pago de ventajas especiales, los cuales son determinados
con base en: a) una participación como regalía adicional de 3,33% sobre los volúmenes de
hidrocarburos extraídos en las áreas delimitadas y entregados a Petróleos de Venezuela, S.A., y b)
un monto equivalente a la diferencia, si la hubiere, entre (i) 50% del valor de los hidrocarburos
extraídos en las áreas delimitadas y entregados a PDVSA. durante cada año calendario y (ii) la
suma de los pagos efectuados a Venezuela, con respecto a la actividad desarrollada por estas
últimas durante el mismo año calendario, por concepto de impuestos, regalías y ventajas especiales
sobre los hidrocarburos, incluyendo las inversiones en proyectos de desarrollo endógeno
equivalente a 1% de la utilidad antes de impuestos. Las ventajas especiales deberán pagarse antes
del día 20 de abril de cada año, de acuerdo con las disposiciones establecidas en el anexo f del
Contrato para la Conversión a empresa mixta.
El 14 de noviembre de 2006 se estableció un nuevo cálculo de regalías para las empresas que
realizan actividades petroleras primarias en el país, fundamentándose en que se medirán,
mensualmente, en los campos de producción los contenidos de azufre y gravedad API de los
hidrocarburos líquidos extraídos, y se reportarán conjuntamente con la producción fiscalizada; toda
esta información formará parte del precio de liquidación de la regalía y se utilizará para el cálculo de
cualquier ventaja especial. Esta información ocasionará ajustes por gravedad y azufre, los cuales
serán publicados por el MENPET.
c. Impuesto de Extracción La Reforma a la Ley Orgánica de Hidrocarburos establece una tasa de 33,33% del valor de todos
los hidrocarburos líquidos extraídos de cualquier yacimiento, calculado sobre la misma base
establecida para el cálculo de la regalía. Al calcular este impuesto, el contribuyente podrá deducir lo
que se hubiese pagado por regalía, inclusive la regalía adicional que esté pagando como ventaja
especial. Este impuesto se comenzó a aplicar a partir del año 2006. Las empresas mixtas de las
asociaciones de la FPO, adicional a la regalía de 16 2/3%, deberán pagar un impuesto de extracción
de 16 2/3%.
d. Impuesto de Registro de Exportación La Reforma a la Ley Orgánica de Hidrocarburos establece una tasa de 0,1% sobre el valor de todos
los hidrocarburos exportados desde cualquier puerto del territorio nacional, calculado sobre el
precio, de venta de dichos hidrocarburos. Este impuesto se comenzó a aplicar a partir del 24 de
164
mayo de 2006, con una vigencia efectiva de 60 días continuos contados a partir de la fecha de
publicación en Gaceta Oficial.
e. Impuesto Superficial La Ley Orgánica de Hidrocarburos establece el pago de un impuesto equivalente a 100 unidades
tributarias (UT) por cada kilómetro cuadrado o fracción de extensión superficial otorgada que no
estuviese en explotación. Este impuesto se incrementará anualmente 2% durante los primeros cinco
años y, 5% en los años subsiguientes.
f. Impuesto al Valor Agregado (IVA) En la Gaceta Oficial Nº 38.632, del 26 de febrero de 2007, se publicó la Ley de Reforma Parcial de
la Ley sobre el IVA, la cual establece una reducción de la alícuota de 14% a 11%, desde el 1° de
marzo hasta el 30 de junio de 2007, y 9% a partir del 1° de julio de 2007.
La ley del IVA establece una exención para la comercialización de ciertos combustibles derivados
de hidrocarburos, y la potestad de recuperar del Fisco Nacional ciertos créditos fiscales
provenientes de las ventas de exportación.
g. Impuesto de Consumo General La venta de gasolina y otros combustibles en Venezuela y en los Estados Unidos causan impuestos
de consumo. En los Estados Unidos este impuesto es pagado por el consumidor; por lo tanto se
incluye como parte del precio de venta del producto, se recauda y se entera a las entidades
gubernamentales sin efecto en los resultados consolidados de la Corporación. En Venezuela este
impuesto lo paga PDVSA y lo reconoce como gastos de operación en los estados consolidados de
resultados.
h. Dividendos PDVSA es una empresa propiedad de Venezuela. El ente de adscripción es el MENPET, quien
ejerce la representación del Accionista, y supervisa y controla sus operaciones. De acuerdo con sus
estatutos, la Asamblea de Accionista ejerce la suprema dirección y administración de PDVSA,
teniendo entre sus atribuciones aprobar o improbar los resultados económicos y financieros; así
como también disponer sobre el destino de las ganancias obtenidas anualmente por la empresa. En
virtud de esta atribución, con base en los lineamientos del Ejecutivo Nacional y, considerando lo
previsto en la Ley de Presupuesto de la Nación para cada ejercicio anual, la Asamblea de Accionista
de PDVSA ordena el pago de dividendos a favor de Venezuela, distribuyendo a la Nación una
porción de sus ganancias. Estos dividendos son pagados por PDVSA dentro de los ejercicios
165
fiscales en los que se presupuestan, de acuerdo con las instrucciones de la Oficina Nacional del
Tesoro (ONT), de Venezuela.
APORTES PAGADOS A LA NACIÓN
Últimos cinco años expresados en millones de dólares
NOTA:
Las cifras mostradas en este cuadro corresponden a los pagos efectivamente realizados durante los años correspondientes,
los cuales difieren ligeramente a los presentados como gastos en los estados financieros consolidados de PDVSA y sus
filiales, debido a que, de conformidad con principios de contabilidad de aceptación general, algunos desembolsos son
reconocidos como gastos en períodos diferentes al del pago.
4. Reconversión Monetaria El 6 de marzo de 2007, se publicó en Gaceta Oficial Nº 38.638, el Decreto con Rango, Valor y
Fuerza de Ley de Reconversión Monetaria la cual estipula que, a partir del 1° de enero de 2008, la
unidad del sistema monetario de Venezuela, se expresará en el equivalente de un mil bolívares. En
consecuencia, los bolívares existentes a la mencionada fecha, deberán ser convertidos a la nueva
unidad monetaria dividiéndolos entre mil y llevándolos al céntimo más cercano.
Con fecha 21 de junio de 2007, el Directorio del BCV emitió la Resolución Nº 07-06-02, por medio
de la cual se dictan las “Normas que rigen la Reexpresión Monetaria y el Redondeo”. En el Artículo
Nº 6 de esta Resolución, se establece que, la preparación y presentación de los estados financieros
correspondientes a ejercicios terminados antes del 1° de enero de 2008, cuya aprobación se
efectúe con posterioridad a dicha fecha, deberá realizarse en bolívares de acuerdo con principios de
contabilidad de aceptación general. A los efectos de comparación con ejercicios posteriores, los
saldos contables de dichos estados financieros se convertirán conforme a lo dispuesto en el Artículo
Nº 1 del Decreto con Rango, Valor y Fuerza de Ley de Reconversión Monetaria.
PDVSA, en cumplimiento con la mencionada Ley, aplicó los mecanismos tecnológicos y
administrativos-financieros, para garantizar su cumplimiento. Los procesos y costos de adaptación
de esta nueva Ley no tuvieron efectos significativos en los estados financieros consolidados al 31 de
diciembre de 2008.
Aportes Pagados a la Nación (MMUS$ ) 2008 2007 2006 2005 2004
Regalía en Efectivo 22.473 17.161 17.505 11.327 8.881 Regalía en Especie 2.166 - - - - Impuesto de Extracción 3.111 1.659 797 - - ISLR 7.955 8.334 7.594 5.069 1.978 Dividendos 2.000 2.573 1.317 1.317 1.302 Impuesto Superficial 178 - - - - Impuesto al Registro de Exportación 92 49 - - -
Total 37.975 29.776 27.213 17.713 12.161
166
5. Resultados Operacionales y Financieros PDVSA, como corporación integrada verticalmente, desarrolla operaciones de exploración y
producción de crudo y gas natural en Venezuela aguas arriba y lleva a cabo operaciones de
refinación, mercadeo, transporte de crudos y productos terminados y procesamiento, mercadeo y
transporte de gas natural aguas abajo no sólo en Venezuela, sino también en el Caribe,
Norteamérica, Suramérica y Europa, entre otras regiones. Con base en la nueva responsabilidad
social de PDVSA, establecida en los Artículos Nº 302 y Nº 311 de la Constitución de la República
Bolivariana de Venezuela y en el Artículo Nº 5 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, referidos a la
participación de PDVSA en el desarrollo social e integral del país, y con la finalidad de apoyar las
obras o servicios destinados a alimentos, desarrollo de infraestructura y vialidad, actividades
agrícolas, de salud y educación y, a cualquier otra inversión productiva en Venezuela, PDVSA
participa en diferentes programas establecidos por el Ejecutivo Nacional.
PDVSA evalúa sus operaciones aguas arriba basándose en los siguientes factores: número de
pozos, nivel de producción por campo, factores de recobro, incorporación de reservas de crudo y
gas y aplicación de tecnologías.
PDVSA evalúa sus operaciones aguas abajo basándose en los siguientes factores: porcentajes de
utilización de las refinerías, rendimiento de productos y, costos de refinación.
Los resultados financieros se evalúan tomando en consideración: margen de refinación, retorno del
capital empleado, valor económico agregado, flujo de caja libre, costos de operación por barril
producido, margen bruto y, estudios comparativos de mercado, entre otros.
Los resultados financieros de PDVSA están en función de los volúmenes de exportación y de los
precios de petróleo. Al suplir mezclas óptimas de crudo a clientes y a sus refinerías, PDVSA logró
rentabilidad en las inversiones de capitales y utilizó 80% de su capacidad de refinación,
manteniendo márgenes en los productos vendidos, bajo unas operaciones seguras y cuidando los
costos operacionales. Se analizan las condiciones financieras a través de indicadores como relación
deuda/activo, relación deuda/patrimonio, retorno del capital empleado, valor económico agregado y,
capacidad de endeudamiento.
Las principales oportunidades de PDVSA se basan en incrementar las reservas de crudo liviano y
mediano, incremento del factor de recobro, continuar con el desarrollo de los proyectos de crudo
extrapesado y mejorar la tecnología existente para lograr maximizar el retorno sobre las inversiones.
En el sector aguas abajo, PDVSA está invirtiendo para incrementar la capacidad de refinación,
mejora de productos y cumplimiento de las leyes ambientales tanto en Venezuela como en el
167
exterior, expandir los mercados en Latinoamérica, el Caribe y Asia, y mejorar la eficiencia de
nuestro proceso de refinación y comercialización.
En relación con el negocio del gas, PDVSA está promoviendo, activamente, la participación del
sector privado en proyectos de gas no asociado, mejorando el proceso de distribución para
incrementar tanto la cuota de mercado nacional e internacional como el mercado del gas natural
licuado.
Los grandes retos de la gerencia de PDVSA en el mediano plazo se dirigen hacia el mantenimiento
óptimo de los reservorios de crudo y las facilidades de producción, invertir en programas de
exploración para incrementar las reservas, incrementar la disponibilidad de gas en el Occidente de
Venezuela y, modificar las especificaciones de calidad de los productos.
Los cambios necesarios para suplir la nueva generación de productos incluyen la planificación y
ejecución de proyectos de capital, para proyectos de refinación y de producción de crudo y gas,
financiar estos proyectos y ajustar tanto las prácticas operacionales como los procedimientos, para
asegurar la calidad de productos a nuestros clientes. Estos objetivos deben estar acompañados con
iniciativas de mejoramiento de la eficiencia y rentabilidad.
Factores de Riesgo El negocio de crudo y productos refinados es altamente volátil. El riesgo primario de este negocio es
la inestabilidad de los precios. Otro riesgo principal es el operacional el cual proviene de fallas
mecánicas y/o errores humanos, relacionados con la operación de plantas y equipos. Otra área de
riesgo es el político; en el corto plazo, acciones geopolíticas pudieran cambiar la ecuación oferta-
demanda, afectando los precios de los crudos y/o productos refinados e incrementando los
mercados. A largo plazo, los cambios en las leyes y reglamentos podrían incrementar radicalmente
los costos del negocio; por lo tanto PDVSA, monitorea constantemente las tendencias que pudieran
afectar el negocio en el cual opera.
PDVSA mitiga el riesgo operacional a través del Sistema de Gerencia Integral de Riesgos (SIR-
PDVSA) y el seguimiento de las mejores prácticas y procedimientos operacionales, en la búsqueda
de obtener la excelencia operacional. PDVSA mantiene seguros de daños a propiedades.
El riesgo político es un tema que debe ser aceptado y manejado una vez que el negocio ha
comprometido inversiones en ciertos países. Sin embargo, PDVSA es suficientemente sólida en
producción, refinación y sistema de distribución y ventas, lo cual le garantiza flexibilidad operacional
para reaccionar ante circunstancias en recortes o incrementos en la producción si llegase a ocurrir
algún evento. Adicionalmente, PDVSA reduce el riesgo político y comercial diversificando su
168
portafolio de clientes e invirtiendo su capacidad de refinación en nuevos mercados. Sobre este
aspecto, PDVSA está evaluando oportunidades de negocios en Asia, Suramérica y, el Caribe.
En Venezuela, PDVSA maneja el riesgo de operar en una economía caracterizada por años de
desigual distribución de la riqueza entre la población. Por este motivo, PDVSA es parte del proceso
de apoyo a los proyectos sociales llevados a cabo por el Gobierno Nacional.
La producción de fuel oil con bajo contenido de azufre, lubricantes de alta calidad y asfalto es una
tendencia para el futuro. Los requerimientos de capital asociados a las facilidades de equipamiento
para estos productos pudiesen llevar a consolidar la capacidad de refinación. PDVSA continuará
monitoreando estas tendencias y aprovechará las ventajas económicas en la medida que ocurran.
Entre las mayores incertidumbres de PDVSA se encuentran los riesgos de mercado. PDVSA no
puede predecir el futuro del mercado del crudo y productos refinados, los cuales pudiesen afectar a
la Corporación. PDVSA está preparada para ajustarse a la mayoría de las contingencias para
minimizar el posible impacto negativo en el comportamiento del mercado; por lo tanto mantiene
adecuados niveles de liquidez financiera y deuda, asegurando que la distribución de activos sea
flexible, teniendo fuentes múltiples de suministro y un portafolio de clientes diversificado,
monitoreando y analizando las condiciones del mercado sobre una base continua.
Con la finalidad de mitigar el riesgo de crédito, los equivalentes de efectivo están representados por
instrumentos de alta calidad que son colocados en diversas instituciones. Asimismo, los
documentos y cuentas por cobrar están distribuidos en una amplia y confiable cartera de clientes a
nivel mundial y, periódicamente, se evalúa su condición financiera. Producto de esta evaluación se
reconoce en los estados financieros una estimación para cuentas de cobro dudoso.
El enfoque de PDVSA para administrar la liquidez es asegurar, en la mayor medida posible, que
siempre contará con la liquidez suficiente para cumplir con sus obligaciones al vencimiento de
dichas obligaciones, tanto en condiciones normales como de tensión, sin incurrir en pérdidas
inaceptables o, arriesgar la reputación de la Corporación.
PDVSA continúa haciendo énfasis en la importancia de operaciones eficientes y en el compromiso
de seguridad. PDVSA opera en una industria sujeta a precios y ganancias volátiles. Las condiciones
pueden cambiar rápidamente y los resultados, pueden diferir sustancialmente de los estimados de la
gerencia. Adicionalmente, el riesgo de crédito de los clientes y suplidores de PDVSA pudiera afectar
la liquidez de la Corporación y las líneas de crédito o, los términos de pago.
169
a. Resumen Consolidado de Información Financiera Balances Generales Consolidados Expresados en millones de dólares estadounidenses (MMUS$)
2008 2007 2006 2005 2004
Activo
Propiedades, plantas y equipos, neto 73.010 52.436 42.503 35.959 35.375
Efectivo restringido, neto de porción corriente 1.773 1.743 1.928 2.978 3.039 Otros activos no corrientes 16.625 13.828 13.065 12.563 10.156
Total activo no corriente 91.408 68.007 57.496 51.500 48.570
Inventarios 8.678 8.470 7.003 5.621 4.537
Documentos y cuentas por cobrar 10.810 11.225 9.546 7.978 5.595
Efectivo restringido 347 1.555 441 1.925 709 Efectivo y equivalentes de efectivo 4.483 3.325 2.282 1.800 1.748 Otros activos corrientes 16.106 14.312 3.761 1.541 688
Total activo corriente 40.424 38.887 23.033 18.865 13.277
Total activo 131.832 106.894 80.529 70.365 61.847
Patrimonio (1) 71.513 56.062 53.103 47.095 41.929
Pasivo
Deuda financiera, neto de porción corriente 13.418 13.634 2.262 2.704 2.716
Otros pasivos no corrientes 12.515 6.722 6.009 5.447 5.369
Total pasivo no corriente 25.933 20.356 8.271 8.151 8.085
Deuda financiera 1.677 2.977 652 729 1.004
Cuentas por pagar a proveedores 7.556 3.111 6.379 4.993 4.313
Impuesto sobre la renta por pagar 2.047 3.048 2.487 4.305 3.367
Otros pasivos corrientes 23.106 21.340 9.637 5.092 3.149
Total pasivo corriente 34.386 30.476 19.155 15.119 11.833
Total pasivo 60.319 50.832 27.426 23.270 19.918
Total patrimonio y pasivo 131.832 106.894 80.529 70.365 61.847
Relación Deuda/Patrimonio
Total deuda 15.095 16.611 2.914 3.433 3.720
Deuda/Patrimonio (2) 21% 30% 5% 7% 9%
31 de diciembre de
Patrimonio
(1) Incluye Capital Social por 39.094 millones de dólares, representado en 51.204 acciones cuyo valor nominal es Bs.F. 1.280
millones.
(2) Calculado como deuda financiera total, incluyendo porción corriente, dividido entre el patrimonio.
170
Estados Consolidados de Resultados Expresados en millones de dólares estadounidenses (MMUS$)
2008 2007 2006 2005 2004
Operaciones Continuas:
Ventas de petróleo crudo y sus productos:
Exportaciones y en el exterior, netas 122.488 93.820 96.764 81.105 60.972
En Venezuela 2.804 2.357 2.233 1.408 1.227
Productos Alimenticios y otros de consumo masivo 1.072 65 255 402 43
126.364 96.242 99.252 82.915 62.242
Costos y gastos:
Compras, neta de variación de inventario:
Petróleo crudo y sus productos, 39.500 28.137 38.778 32.001 23.748
Productos Alimenticios y otros de consumo masivo 693 - - - -
Gastos de operación 22.385 14.958 14.779 14.034 13.181
Gastos de exploración 375 154 100 118 60
Depreciación y amortización 5.220 4.018 3.640 3.191 2.944
Gastos de venta, administración y generales 4.982 2.702 2.184 1.667 1.157
Regalías, impuesto de extracción y otros impuestos 23.462 21.981 18.435 13.318 9.247
Aporte y contribuciones para el desarrollo social:
Aportes para el desarrollo social 2.326 7.341 13.784 6.909 1.242
Contribuciones al FONDEN 12.407 6.761 - - -
(Ingresos) gastos financieros, neto 200 501 267 183 449
Otros egresos (ingresos):
Ganancia en venta de grupo de activos y pasivos mantenidos
para la venta (998) - - - -
Ganancia en venta de inversión en afiliadas - (641) (1.432) -
Otros egresos (ingresos), neto 2.328 (127) 374 446 628
112.880 85.785 90.909 71.867 52.656
Participación patrimonial en resultados netos de afiliadas y entidades controladas de forma conjunta 153 732 1.120 1.074 938
Ganancia antes de impuesto sobre la renta 13.637 11.189 9.463 12.122 10.524
Impuesto sobre la renta 4.281 5.017 4.031 5.793 5.420
Ganancia neta de operaciones continuas 9.356 6.172 5.432 6.329 5.104
Operaciones descontinuadas:
Ganancia de operaciones descontinuadas, neta de impuesto 57 101 20 154 302
Ganancia neta 9.413 6.273 5.452 6.483 5.406
Ganancia neta atribuible a:
Accionista de la Compañía 7.451 5.371 4.994 6.469 5.432
Intereses minoritarios 1.962 902 458 14 (26)
Ganancia neta 9.413 6.273 5.452 6.483 5.406
Saldo al 31 de diciembre
171
Estados Consolidados de Movimiento del Efectivo Expresados en millones de dólares estadounidenses (MMUS$)
Años terminados el 31 de diciembre de
2008 2007 2006 2005 2004
Movimiento del efectivo proveniente de las actividades operacionales:
Ganancia neta 9.413 6.273 5.452 6.483 5.406
Ajustes para conciliar la ganancia neta con el efectivo neto provisto por
las actividades operacionales
Depreciación y amortización 5.220 4.018 3.640 3.334 3.082
Deterioro (reverso) del valor de los activos 369 10 (93) 20 6
Costo de obligaciones por retiro de activos 69 53 195 32 116
Impuesto sobre la renta diferido (3.082) (1.587) (724) (878) (50)
Provisión para beneficios a los empleados y otros beneficios post-retiro 3.806 2.899 1.455 1.010 906
(156) (733) (1.120) (1.177) (1.041)
Ganancia en venta de inversión en afiliadas - (641) (1.432) - -
Ganancia en venta de grupo de activos mantenidos para la venta, neto (998) - - - -
Exceso de activos netos adquiridos sobre el costo de la inversión (8) (666) - - -
Cambio en el valor razonable de las cuentas por cobrar a largo plazo 516 446 822 - -
Aumento (disminución) en la estimación para cuentas de cobro dudoso 244 43 (12) - -
Aumento de la estimación para inventarios obsoletos y valor neto de realización 1.540 14 - - -
Cambios en activos operacionales -
Documentos y cuentas por cobrar (2.096) (1.703) (3.956) (3.644) (1.646)
Inventarios (1.705) (1.650) (1.562) (1.084) (1.242)
Gastos pagados por anticipado y otros activos (1.170) (5.690) (2.212) (292) 40
Créditos fiscales por recuperar (1.450) (1.340) (313) (1.282) (1.264)
Cambios en pasivos operacionales -
Cuentas por pagar a proveedores 4.345 (3.248) 1.659 680 948
Impuesto sobre la renta por pagar, acumulaciones y otros pasivos 2.646 9.317 2.856 2.881 3.535
Pagos de beneficios a los empleados y otros beneficios post-retiro (1.051) (2.006) (611) (488) (493)
Total ajustes 7.039 (2.464) (1.408) (888) 2.897
Efectivo neto provisto por las actividades operacionales 16.452 3.809 4.044 5.595 8.303
Movimiento del efectivo proveniente de las actividades de inversión:
Adquisiciones de propiedades, plantas y equipos, neto (18.413) (12.852) (7.193) (3.938) (3.385)
Adquisiciones de filiales, neto de efectivo adquirido (315) - - - -
Disminución (aumento) del efectivo restringido 1.178 (929) 2.534 (1.155) (2.089)
Efectivo recibido por venta de grupo de activos mantenidos para la venta, neto 1.599 - - - -
Venta de inversión en afiliadas 31 756 1.774 - -
Incorporación de nuevas afiliadas (73) - (202) - -
Dividendos recibidos de afiliadas 369 635 1.236 1.123 605
Adquisición de grupo de activos mantenidos para la venta, neto - (1.087) - - -
Otras variaciones en activos (203) 290 103 31 89
Efectivo neto usado en las actividades de inversión (15.827) (13.187) (1.748) (3.939) (4.780)
Movimiento del efectivo proveniente de las actividades de financiamiento:
Aumento de la deuda financiera 3.938 15.527 - 879 616
Pagos de la deuda financiera (5.477) (2.069) (497) (1.166) (3.911)
Fondos recibidos del Accionista 5.000 - - - -
Dividendos pagados al Accionista (2.000) (2.658) (1.317) (1.317) (1.302)
Aporte adicional de los inversionistas minoritarios 25 - - - -
Anticipos de dividendos a los inversionistas minoritarios (344) - - - -
Dividendos pagados a los inversionistas minoritarios (609) (379) - - -
Efecto por desincorporación de filial - - - - (116)
Efectivo neto provisto por (usado en) las actividades de financiamiento 533 10.421 (1.814) (1.604) (4.713)
Aumento neto en el efectivo y equivalentes de efectivo 1.158 1.043 482 52 (1.190)
Efectivo y equivalentes de efectivo al comienzo del año 3.325 2.282 1.800 1.748 2.938
Efectivo y equivalentes de efectivo al final del año 4.483 3.325 2.282 1.800 1.748
Participación patrimonial en resultados netos de afiliadas y entidades controladas de forma conjunta
172
Balances Generales Consolidados por Sectores en el año 2008 Expresados en millones de dólares estadounidenses (MMUS$)
Sector Nacional
Sector Internacional
Eliminaciones (1)
Total Consolidado
ActivoPropiedades, plantas y equipos, neto 67.944 5.066 - 73.010 52.436Efectivo restringido, neto de porción corriente 1.773 - - 1.773 1.743Otros activos no corrientes 21.044 2.789 (7.208) 16.625 13.828
Total activo no corriente 90.761 7.855 (7.208) 91.408 68.007
Inventarios 6.264 3.144 (730) 8.678 8.470Documentos y cuentas por cobrar 8.666 4.523 (2.379) 10.810 11.225Efectivo restringido 291 56 - 347 1.555Efectivo y equivalentes de efectivo 2.659 1.824 - 4.483 3.325Otros activos corrientes 13.609 3.493 (996) 16.106 14.312
Total activo corriente 31.489 13.040 (4.105) 40.424 38.887Total activo 122.250 20.895 (11.313) 131.832 106.894
PatrimonioPatrimonio (1) 65.497 7.170 (1.154) 71.513 56.062
PasivoDeuda financiera, neto de porción corriente 10.701 2.169 548 13.418 13.634Otros pasivos no corrientes 11.888 6.204 (5.577) 12.515 6.722
Total pasivo no corriente 22.589 8.373 (5.029) 25.933 20.356
Deuda financiera 1.593 68 16 1.677 2.977Cuentas por pagar a proveedores 7.013 3.491 (2.948) 7.556 3.111Impuesto sobre la renta por pagar 1.900 147 - 2.047 3.048Otros pasivos corrientes 23.658 1.646 (2.198) 23.106 21.340
Total pasivo corriente 34.164 5.352 (5.130) 34.386 30.476Total pasivo 56.753 13.725 (10.159) 60.319 50.832Total patrimonio y pasivo 122.250 20.895 (11.313) 131.832 106.894
31 de diciembre de 2008 31 de diciembre
de 2007
(1) De acuerdo con Normas Internacionales de Información Financiera, los saldos y transacciones entre las filiales
consolidadas deben ser eliminadas.
173
Balances Generales Consolidados por Sectores en el año 2007 Expresados en millones de dólares estadounidenses (MMUS$)
Sector Nacional
Sector Internacional
Eliminaciones (1)
Total Consolidado
ActivoPropiedades, plantas y equipos, neto 47.526 4.910 - 52.436Efectivo restringido, neto de porción corriente 1.736 7 - 1.743Otros activos no corrientes 17.034 2.922 (6.128) 13.828
Total activo no corriente 66.296 7.839 (6.128) 68.007
Inventarios 4.367 5.058 (955) 8.470Documentos y cuentas por cobrar 13.290 3.362 (5.427) 11.225Efectivo restringido 1.511 44 - 1.555Efectivo y equivalentes de efectivo 2.040 1.285 - 3.325Otros activos corrientes 11.284 3.801 (773) 14.312
Total activo corriente 32.492 13.550 (7.155) 38.887
Total activo 98.788 21.389 (13.283) 106.894
PatrimonioPatrimonio (1) 50.516 9.077 (3.531) 56.062
PasivoDeuda financiera, neto de porción corriente 11.844 1.285 505 13.634Otros pasivos no corrientes 4.846 5.998 (4.122) 6.722
Total pasivo no corriente 16.690 7.283 (3.617) 20.356
Deuda financiera 1.803 1.074 100 2.977Cuentas por pagar a proveedores 9.515 2.390 (8.794) 3.111Impuesto sobre la renta por pagar 2.994 55 (1) 3.048Otros pasivos corrientes 17.270 1.510 2.560 21.340
Total pasivo corriente 31.582 5.029 (6.135) 30.476Total pasivo 48.272 12.312 (9.752) 50.832Total patrimonio y pasivo 98.788 21.389 (13.283) 106.894
31 de diciembre de 2007
(1) De acuerdo con Normas Internacionales de Información Financiera, los saldos y transacciones entre las filiales
consolidadas deben ser eliminadas.
174
Estados Consolidados de Resultados por Sectores en el año 2008 Expresados en millones de dólares estadounidenses (MMUS$)
Sector Nacional
Sector Internacional
Eliminaciones (1)
Total Consolidado
Operaciones continuas:Ventas de petróleo crudo y sus productos:
Exportaciones y en el exterior, netas 89.057 58.669 (25.238) 122.488 93.820 En Venezuela 3.553 7.905 (8.654) 2.804 2.357
Productos alimenticios y otros de consumo masivo 1.072 - - 1.072 65 93.682 66.574 (33.892) 126.364 96.242
Costos y Gastos:
Compras, neta de variación de inventario: Petróleo Crudo y sus productos 15.806 56.823 (33.129) 39.500 28.137 Productos alimenticios y otros de consumo masivo 693 - - 693 - Gastos de operación 13.568 8.988 (171) 22.385 14.958 Gastos de exploración 375 - - 375 154 Depreciación y amortización 4.728 492 - 5.220 4.018 Gastos de ventas, administración y generales 4.525 457 - 4.982 2.702 Regalías, impuestos de extracción y otros impuestos 23.462 - - 23.462 21.981 Aportes y contribuciones para el desarrollo social: Aportes para el desarrollo social 2.326 - - 2.326 7.341 Contribuciones al FONDEN 12.407 - - 12.407 6.761 (Ingresos) gastos financieros: Ingresos financieros (1.310) (185) (85) (1.580) (566) Gastos financieros 1.711 153 (84) 1.780 1.067 Otros egresos (ingresos): Ganancia en venta de grupo de activos y pasivos mantenidos para la venta - (998) - (998) - Ganancia en venta de inversión en afiliadas - - - - (641) Otros egresos (ingresos), neto 2.934 (896) 290 2.328 (127)
81.225 64.834 (33.179) 112.880 85.785 Participación patrimonial en resultados netos de afiliadas y entidades controladas de forma conjunta 30 123 - 153 732
- Ganancia antes de impuesto sobre la renta 12.487 1.863 (713) 13.637 11.189
Impuesto sobre la renta 3.488 1.674 (881) 4.281 5.017 Ganancia neta de operaciones continuas 8.999 189 168 9.356 6.172
Operaciones descontinuadas: Ganancia de operaciones descontinuadas,neta de impuesto 73 - (16) 57 101
Ganancia neta 9.072 189 152 9.413 6.273
Ganancia neta atribuible a: Accionista de la Compañía 7.451 - - 7.451 5.371 Intereses minoritarios 1.962 - - 1.962 902
9.413 - - 9.413 6.273
Año terminado el 31 de diciembre de 2008Año terminado el
31 de diciembre de 2007
(1) De acuerdo con Normas Internacionales de Información Financiera, los saldos y transacciones entre las filiales
consolidadas deben ser eliminadas.
175
Estados Consolidados de Resultados por Sectores en el año 2007 Expresados en millones de dólares estadounidenses (MMUS$)
Sector Nacional Sector Internacional Eliminaciones (1) Total
consolidadoOperaciones continuas:
Ventas de petróleo crudo y sus productos:Exportaciones y en el exterior, netas 61.705 50.238 (18.123) 93.820 En Venezuela 2.321 5.650 (5.614) 2.357
Productos alimenticios y otros de consumo masivo - - 65 65 64.026 55.888 (23.672) 96.242
Costos y Gastos:Compras, neta de variación de inventario: Petróleo crudo y sus productos 7.102 44.640 (23.605) 28.137 Productos alimenticios y otros de consumo masivo - - - - Gastos de operación 7.554 7.013 391 14.958 Gastos de exploración 154 - - 154 Depreciación y amortización 3.424 515 79 4.018 Gastos de ventas, administración y generales 1.764 584 354 2.702 Regalías, impuesto de extracción y otros impuestos 21.981 - - 21.981 Aportes y contribuciones para el desarrollo social: Aportes para el desarrollo social 7.338 3 - 7.341 Contribuciones al FONDEN 6.761 - - 6.761 (Ingresos) gastos financieros: Ingresos financieros (458) (108) - (566) Gastos financieros 933 134 - 1.067 Otros egresos (Ingresos): Ganancia en venta de grupo de activos y pasivos mantenidos para la venta - - - - Ganancia en venta de inversión en afiliadas - (641) - (641) Otros egresos (ingresos), neto 322 484 (933) (127)
56.875 52.624 (23.714) 85.785
Participación patrimonial en resultados netos de afiliadas y entidades controladas de forma conjunta 94 630 8 732
Ganancia antes de impuesto sobre la renta 7.245 3.894 50 11.189 Impuesto sobre la renta 4.107 1.403 (493) 5.017
Ganancia neta de operaciones continuas 3.138 2.491 543 6.172
Operaciones descontinuadas: Ganancia de operaciones descontinuadas, neta de impuesto 71 30 - 101
Ganancia neta 3.209 2.521 543 6.273
Ganancia neta atribuible a:Atribuible al Accionista de la Compañía 5.371 - - 5.371 Intereses minoritarios 902 - - 902
6.273 - - 6.273
Año terminado el 31 de diciembre de 2007
(1) De acuerdo con Normas Internacionales de Información Financiera, los saldos y transacciones entre las filiales
consolidadas deben ser eliminadas.
176
b. Producción • Producción Crudo La producción total Nación promedio para el año 2008 fue de 3.260 MBD a nivel Nación, mostrando
un incremento de 110 MBD con respecto a la producción del promedio de 3.150 MBD alcanzada en
el año 2007; este aumento se debió, principalmente, al mejoramiento del perfil de producción, la
incorporación de nuevos pozos productores, así el reacondicionamiento de pozos. Adicionalmente,
se incorporaron 2 pozos asociados para un plan de incremento en la producción de petrolera
Sinovensa, S.A., que generó 36 MBD adicionales.
Otro factor importante que contribuyo con este incremento, fue que a partir del segundo semestre
del 2008, se inició una campaña de perforación de pozos debido a la disponibilidad de de equipos
de perforación en el mercado, así como al inicio de inyección de agua a los yacimientos para
estabilizar la presión.
• Producción de LGN La producción promedio del año 2008 de los líquidos del gas natural (LGN), incluyendo el gas etano,
fue de 162 mil barriles diarios, 10 mil barriles diarios por debajo de la producción promedio de 2007
de 172 mil barriles diarios debido principalmente, a problemas operacionales en la pérdida de
eficiencia en los tamices moleculares de la planta de extracción San Joaquín e incorporación de
volumen adicional de gas seco al sistema de gas a ventas por parte del Distrito Norte.
c. Ingresos Totales El aumento de los ingresos totales de PDVSA fue de 30.122 millones de dólares, 31% por encima
de los ingresos del año 2007 pasando de 96.242 millones de dólares en 2007 a 126.364 millones de
dólares en el año 2008, debido al efecto del aumento de los precios del petróleo.
• Ventas de Exportación El incremento en las ventas de exportación y en el exterior, de 28.668 millones de dólares (31%), se
debe principalmente al aumento del precio promedio de exportación de la cesta venezolana, el cual
experimentó un incremento de 21,75 US$/Bl, al pasar de 64,74 US$/Bl en el período de doce meses
terminado el 31 de diciembre de 2007 a 86,49 US$/Bl en el período de doce meses terminado el 31
de diciembre de 2008.
• Ventas Mercado Local Las ventas en Venezuela se incrementaron en 447 millones de dólares, pasando de 2.357 millones
de dólares en el año 2007 a 2.804 millones de dólares en el año 2008, debido principalmente al
aumento de 16 MBD en los volúmenes de ventas de líquidos, por la incorporación de
177
aproximadamente 260.000 nuevos vehículos al parque automotor del país, vendidos durante el año
2008, aunado a que PDVSA vendió 580 MBD de productos refinados (incluyendo Gas Licuado de
Petróleo) en el mercado venezolano en el año 2008, comparado con 564 MBD en el año 2007, y, a
un mayor precio de ciertos productos por efecto del valor alterno de exportación como son bases de
lubricantes, especialidades, y combustible marino y de aviación, entre otros.
Al 31 de diciembre de 2008, en el rubro de otras ventas se incorporaron las ventas de productos
alimenticios por 485 millones de dólares y 587 millones de dólares, provenientes de las filiales
Productora y Distribuidora Venezolana de Alimentos, S.A. (PDVAL) y Lácteos los Andes, S.A.,
respectivamente.
d. Costos y Gastos • Compras de Crudo y Productos, netas de variación de inventarios El aumento en las compras de crudo y productos refinados fue de 11.363 millones de dólares, lo
que representa 40%, pasando de 28.137 millones de dólares en el año 2007 a 39.500 millones de
dólares en el año 2008. La mayor parte de las compras corresponden a las filiales del exterior,
principalmente PDV Holding, Petromar y PMI Panamá, presentando un incremento de 3.236
millones de dólares, 2.461 millones de dólares y 1.901 millones de dólares, respectivamente, con
respecto al periodo anterior, causado por el aumento significativo que han tenido los precios en el
mercado internacional. Adicionalmente, 90% de las operaciones de compras de Petromar son
realizadas a terceros en Ultramar.
En cuanto al incremento de las compras en el sector nacional, la variación corresponde
principalmente a PDVSA Petróleo, debido al aumento del 54% en el precio promedio de compra, al
pasar de 55,58 $/Bl en el año 2007 a 85,49 $/Bl en el año 2008.
Dentro de las compras de petróleo crudo y sus productos se incluye el suministro de 147 MMPCD
de gas metano desde Colombia a Venezuela, producto de la culminación del proyecto del
Gasoducto Transcaribeño Antonio Ricaurte, el cual consiste en una tubería de 225 km, 26 pulgadas
de diámetro, que va desde Campo Ballenas (Colombia), a las Plantas eléctricas Rafael Urdaneta y
Ramón Laguna en el estado Zulia. Con este volumen se benefician las empresas ubicadas en el
estado Zulia, entre las cuales tenemos al Sector Eléctrico Ramón Laguna de Enelven (45 MMPCD),
la Planta Eléctrica Punta Gorda (26 MMPCD) y el sector doméstico e industrial de Maracaibo (54
MMPCD).
178
• Gastos de Operación Los gastos de operación para 2008 cerraron con un saldo de 22.385 millones de dólares, mientras
que para el año 2007 se ubicó en 14.958 millones de dólares, lo cual representa un aumento de
7.427 millones de dólares. En cuantos a los costos del sector nacional, los mismos se
incrementaron en 6.014 millones de dólares pasando de 7.554 millones de dólares en el año 2007 a
13.568 millones de dólares en el año 2008. Entre las causas de este se encuentra el incremento de
la fuerza laboral propia, en especial con la absorción de los trabajadores de las empresas mixtas de
la FPO; mayor consumo de materiales en las áreas operacionales y de seguridad, aunado al
impacto inflacionario del 31%; incremento en las tarifas de contratos operacionales como son
equipos de perforación, izamiento, transporte, remolcadores, entre otros. Otros factores a
considerar, fueron el aumento de los costos de las empresas mixtas de la FPO con un gasto
registrado de 2.030 millones de dólares en 2008 vs. 492 millones de dólares en 2007, y mayores
gastos de refinación debido al incremento de los insumos al proceso asociado y al alza de los
costos de estos insumos.
En cuanto al incremento de los gastos de operación en el sector internacional, es debido al aumento
del 30% en el precio de los insumos utilizados en el proceso de refinación.
• Gastos de Exploración Los gastos de exploración se ubicaron en 375 millones de dólares en el año 2008, 221 millones de
dólares más que el año 2007 (154 millones de dólares) lo que representa un aumento de 144%
debido principalmente al aumento de la actividad de geofísica en las operaciones de adquisición de
sísmica 3D que alcanzó un total de 1.300 Km2, la transferencia a gastos de pozos secos y el
crecimiento en la contratación de horas hombres de especialistas locales y foráneos para asesorías.
• Gastos de Ventas, Administración y Generales Para 2008 el gasto fue de 4.982 millones de dólares, mientras que para el año 2007 se ubicó en
2.702 millones de dólares, lo que representó un aumento de 2.280 millones de dólares originado,
principalmente, en el sector nacional producto del aumento en el gasto de beneficios post retiro que
PDVSA ofrece a sus empleados (según NIC 19), originado principalmente por el incremento de
7.661 trabajadores. Entre otros factores que incidieron en el aumento de los gastos de ventas,
administración y generales se destacan la extensión del beneficio de la Tarjeta Electrónica de
Alimentación (TEA), a las viudas de los trabajadores que fallecieron como jubilados y el
reconocimiento de las obligaciones, producto del beneficio de jubilación y la TEA, de los futuros
trabajadores.
179
• Gasto de Depreciación y Amortización El gasto de depreciación y amortización para el año 2008 se ubicó en 5.220 millones de dólares,
1.202 millones de dólares por encima del al gasto del año 2007 (4.018 millones de dólares) lo cual
se corresponde, básicamente, en el sector nacional producto de la incorporación de los activos
provenientes de las nuevas empresas mixtas de la FPO y las nuevas capitalizaciones de activos
operativos.
• Otros egresos (ingresos), neto Para el año 2008 estos egresos se ubicaron en 2.328 millones de dólares, gasto superior en 2.455
millones de dólares, comparado con el ingreso de 127 millones de dólares del año 2007. El
incremento se originó, básicamente, en el sector nacional producto de la suscripción del acuerdo de
finiquito firmado en febrero de 2008, donde PDVSA conviene pagar 960 millones dólares a la
compañía ENI DACION B.V. por concepto de indemnización relacionada con la terminación del
Convenio Operativo del Campo Dación, ubicado en el estado Anzoátegui. Del monto antes
mencionado se canceló, al 31 de marzo de 2008, la cantidad de 230 millones de dólares, quedando
un saldo de 730 millones de dólares que se pagaran en el período de un año y tendrá como garantía
el flujo de caja de Petrosucre, S.A. empresa mixta donde ENI Venezuela B.V. (empresa afiliada a
ENI DACION B.V.) participa como socio minoritario y así como al reconocimiento de deterioro de
activo por 369 millones de dólares relacionados con ciertos activos de refinación, producción,
comercialización y transporte de gas.
• Participación Patrimonial en Resultados Netos de Afiliadas y Entidades Controladas de
forma conjunta En relación con la Participación Patrimonial en Compañías Afiliadas para el año 2008 se ubicó en
153 millones de dólares, lo que representó una disminución de 579 millones de dólares con respecto
al año 2007 de 732 millones de dólares debido, principalmente, a una disminución de la ganancia
neta en la Refinería Chalmette, Hovensa y AB Nynas y por la compra de 49% de las acciones de
Petrojam Limited, por parte de PDV Caribe, con el fin de intervenir tanto en las decisiones
financieras como en las operacionales de Petrojam.
• Ganancia en Venta de Grupo de Activos y Pasivos Mantenidos para la Venta Al 31 de diciembre de 2008, la Ganancia en venta de grupo de activos mantenidos para la venta
presentó un saldo de 998 millones de dólares, correspondiente a la venta de Activos de las dos
refinerías de asfalto propiedad de CITGO Asphalt Refining Company (CARCO), empresa propiedad
de CITGO Petroleum Corporation y sus filiales (CITGO) y por la venta de Propernijn, N.V. (filial de
Propernyn, B.V.), ubicada en las Antillas Holandesas, y sus filiales Baproven Limited (BAPROVEN),
Bahamas Oil Refining Company Internacional Limited (BORCO), Borco Towing Company Limited
180
(BORTOW), Freeport Traing Co. Ltd. (FREETRADE) y Marine Agent & Brokers Ltd (MARBROK),
ubicadas en las Bahamas.
• Ganancia en Venta de Inversión en Afiliadas Entre enero y febrero de 2007, CITGO vendió su participación de 6,8% y 15,8% en Explorer Pipeline
Company y Colonial Pipeline Company, respectivamente. Por esta venta, CITGO recibió
aproximadamente 756 millones de dólares en efectivo y reconoció una ganancia por la venta de
esta inversión de 641 millones de dólares.
• Aportes y contribuciones para el Desarrollo Social El gasto social se ubicó en 14.733 millones de dólares, un incremento de 631 millones de dólares
con respecto a la cifra del año 2007 de 14.102 millones de dólares (ver Informe de Balance de la
Gestión Social y Ambiental 2008).
e. Activo Al 31 de diciembre de 2008, los activos totales alcanzaron un saldo de 131.832 millones de dólares,
lo que representa un incremento de 24.938 millones de dólares (23%) con respecto al 31 de
diciembre de 2007, fecha que se ubicaban en 106.894 millones de dólares. Las variaciones se
deben, principalmente, a lo siguiente:
• Propiedades, Plantas y Equipos, neto Las Propiedades, Plantas y Equipos se incrementaron en 20.574 millones de dólares (39%)
principalmente, en el sector nacional originado por programas de inversión para trabajos de
perforación, mantenimiento mayor, sistemas eléctricos, tendidos de tuberías, reacondicionamiento y
adecuación de pozos, así como ampliación e infraestructura, destinados a mantener la capacidad de
producción y adecuar las instalaciones a los niveles de producción establecidos en el plan de
negocios de la Corporación.
Durante el año 2008, la Corporación incorporó activos por un monto de 1.421 millones de dólares
correspondientes a la compra del 22% adicional del porcentaje de participación a SINCOR, los
cuales se presentan formando parte de las incorporaciones del año.
Como resultado del proceso de migración a empresas mixtas de los convenios de asociación de la
FPO; así como también de los convenios de exploración a riesgo y ganancias compartidas, durante
el año 2008, la Corporación incrementó sus activos por un valor neto de 5.855 millones de dólares.
181
f. Patrimonio Al 31 de diciembre de 2008, el patrimonio presentó un saldo de 71.513 millones de dólares,
mostrando un incremento de 15.451 millones de dólares (28%) con respecto al 31 de diciembre de
2007 que presentó un saldo de 56.062 millones de dólares. Este incrementó se originó,
principalmente por: el aumento de las utilidades no distribuidas; por 9.413 millones de dólares
producto de la ganancia neta del año y por el aporte adicional del accionista de 8.966 millones de
dólares, el cual está compuesto por activos y pasivos incorporados durante el proceso de migración
a empresas mixtas de los convenios de la FPO; así como de los convenios de exploración a riesgo y
ganancias compartidas, siguiendo instrucciones del Ejecutivo Nacional a través del MENPET y la
Asamblea Nacional de Venezuela.
Asimismo, PDVSA decretó un dividendo a favor de la República Bolivariana de Venezuela, como
único accionista, por 2.000 millones de dólares, de acuerdo con el acta de la Primera Asamblea
Ordinaria de Accionistas del año 2008.
g. Pasivo Al 31 de diciembre de 2008, los pasivos totales alcanzaron un saldo de 60.319 millones de dólares,
lo que representa un incremento de 9.487 millones de dólares (19%) con respecto al 31 de
diciembre de 2007, fecha en que se ubicaban en 50.832 millones de dólares. Las variaciones se
originan básicamente en el sector nacional debido, principalmente, a los siguientes rubros:
• Otros Pasivos corrientes y no Corrientes Los otros pasivos corrientes y no corrientes presentaron un incremento de 7.559 millones de dólares
(27%) al pasar de 28.062 millones de dólares en el año 2007 a 35.621 millones de dólares en el año
2008, debido básicamente a:
Acumulación para obligaciones por retiro de activos: Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, se
incluyen en acumulaciones y otros pasivos 2.107 millones de dólares y 1.248 millones de dólares,
respectivamente, por concepto de acumulaciones para obligaciones por retiro de activos, de
exploración y producción. Los costos y obligaciones de retiro de activos asociados a las principales
estructuras utilizadas en las actividades de refinación, comercio y suministro no pudieron ser
estimados, debido a que estos activos se consideran de uso indeterminado en el tiempo, como
resultado de mantenimiento y reparaciones mayores pero no se dispone de información para
determinar, razonablemente, la fecha en que pudieran ser desincorporados.
Anticipo convenios de suministro: Durante el año 2008, la compañía suscribió diversos contratos
de suministro a precios de venta equivalentes al valor de mercado, a través de los cuales se
recibieron anticipos de 3.400 millones de dólares. Al 31 de diciembre de 2008 se ha cumplido con el
182
suministro equivalente a 1.451 millones de dólares, quedando un saldo de 1.949 millones de
dólares, que se presentan dentro de los anticipos recibidos de Petrochina Hong Kong, Trafigura,
Sempra Oil y Glencore, por 1.694 millones de dólares, 100 millones de dólares, 80 millones de
dólares y 75 millones de dólares, respectivamente.
Acumulaciones contratistas: Al 31 de diciembre de 2008, la acumulación contratistas presentó un
incremento neto de 2.476 millones de dólares, correspondiente al registro extraordinario de
obligaciones con los contratistas para el cierre del ejercicio económico 2008.
Beneficios a los empleados y otros beneficios post-retiro: Al 31 de diciembre de 2008
presentaron un incremento de 2.755 millones de dólares, con respecto al 31 de diciembre de 2007.
La fuerza laboral propia alcanzó un total de 78.739 y 61.909 trabajadores, mientras que la fuerza
laboral contratista fue de 19.374 y 15.383 trabajadores al 31 de diciembre de 2008 y 31 de
diciembre de 2007, respectivamente. Este incremento se debe, principalmente, a la extensión del
beneficio de la Tarjeta Electrónica de Alimentación (TEA), a las viudas de los trabajadores que
fallecieron como jubilados. Adicionalmente, se reconoció en el gasto el efecto de proyección de las
obligaciones, producto del beneficio de jubilación y la TEA, de los futuros trabajadores.
Tanto en las filiales venezolanas como en las del exterior, existen planes de jubilación y de otros
beneficios que cubren a los trabajadores y ex – trabajadores elegibles. Estos planes, entre otras
condiciones, se basan en el tiempo de servicio, la edad y, el salario.
El financiamiento del plan de pensión para los trabajadores venezolanos está basado en un sistema
de contribuciones, administrado bajo la figura de capitalización individual. Este plan establece
aportes mensuales obligatorios sobre la base del salario normal, de 3% por parte del trabajador y de
9% por parte de la compañía. En caso de ser necesario, la compañía hará aportes adicionales para
garantizar el pago del monto de beneficio de pensión según el plan definido por contrato.
h. Flujo de Caja • Liquidez y Fuentes de Capital Las fuentes primarias de liquidez son los flujos de caja de las operaciones y préstamos a corto y
largo plazo en dólares estadounidenses y en bolívares. PDVSA continúa realizando inversiones de
capital para mantener e incrementar el número de reservas de hidrocarburos que se operan y la
cantidad de petróleo que se produce y procesa. En las operaciones normales del negocio, PDVSA y
sus filiales entran en facilidades y acuerdos de préstamos, para cubrir sus necesidades de liquidez y
fondos necesarios para los desembolsos de capital. PDVSA tiene disponible al 31 de diciembre de
2008, líneas de crédito garantizadas por 36 millones de dólares.
183
• Flujo de Caja por las Actividades Operacionales Durante el período terminado el 31 de diciembre de 2008, el efectivo neto de PDVSA provisto por
las actividades operacionales fue de 16.452 millones de dólares debido, fundamentalmente, a una
ganancia neta de 9.413 millones de dólares, originada por un mayor nivel de operaciones,
incremento de la participación de PDVSA en los negocios de la FPO y a los mayores precios de los
hidrocarburos en el mercado internacional.
• Flujo de Caja Usado para las Actividades de Inversión Durante el período terminado el 31 de diciembre de 2008, el efectivo neto de PDVSA usado en las
actividades de inversión fue de 15.827 millones de dólares, conformados por 18.413 millones de
dólares que se utilizaron para las adquisiciones de propiedades, plantas y equipos, neto y, 2.586
millones de dólares provistos por la venta de activos y otras operaciones menores.
• Flujo de Caja Usado para las Actividades de Financiamiento Durante el período terminado el 31 de diciembre de 2008, el efectivo neto de PDVSA provisto por
las actividades de financiamiento fue de 533 millones de dólares originados fundamentalmente por
el aporte adicional recibido del accionista por 5.000 millones de dólares y disminuciones por pagos
de deuda financiera consolidada.
• Cláusulas Contractuales Varias facilidades de préstamo establecen cláusulas contractuales que restringen la capacidad de la
Corporación a incurrir en deuda adicional, pagar dividendos, hipotecar propiedades y vender ciertos
activos. La Corporación estaba en cumplimiento de estas cláusulas al 31 de diciembre de 2008 y
2007.
i. Efectivo Restringido • Fideicomiso en Bandes Con base en la nueva responsabilidad social que corresponde a PDVSA, se han constituido los
siguientes fideicomisos con el BANDES para atender básicamente programas y proyectos sociales,
obras, bienes y servicios destinados al desarrollo de infraestructura, actividad agrícola, vialidad,
salud y educación en el país:
1. FONDESPA: aprobado en Asamblea de Accionista de fecha 23 de enero de 2004, constituido en
dólares y conformado por los ingresos extraordinarios provenientes de la exportación de petróleo
crudo y sus productos que excedieron el precio promedio presupuestado por barril, netos de
regalías, impuestos y otros gastos directos, en los años 2004, 2005 y 2006. Este fondo no recibió
aportes durante los años 2008 y 2007.
184
2. Convenio Integral de Cooperación con la República Argentina: producto de la firma del Convenio
Integral de Cooperación entre Venezuela y la República Argentina, en reunión de Junta Directiva
de PDVSA, efectuada el 15 de julio de 2004, se aprobó la constitución de este fideicomiso en
dólares. Dicho fideicomiso estará conformado por las cantidades de dinero y títulos valores
provenientes de la cobranza a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico
Sociedad Anónima (CAMMESA), empresa energética estatal Argentina, por las ventas de
petróleo crudo y sus productos que PDVSA efectúe de acuerdo con el convenio. Los fondos
estarán restringidos para efectuar pagos a las empresas ubicadas en la República Argentina por
las importaciones de bienes y servicios provenientes de ese país. Durante los años 2008 y 2007,
se efectuaron aportes a este fideicomiso por 199 millones de dólares y 101 millones de dólares,
respectivamente.
• Fondo para la Estabilización Macroeconómica (FEM) En noviembre de 2003, el Gobierno Nacional constituyó el FEM, con el objetivo de promover la
estabilidad de los gastos del Estado en los niveles nacional, estadal y municipal, frente a las
fluctuaciones de los ingresos ordinarios. De acuerdo con la Ley, PDVSA realizó aportes en dólares
hasta el año 2003 sobre la base de los ingresos adicionales de origen petrolero, determinados por
50% de la diferencia en exceso entre los ingresos por exportación de petróleo crudo y sus productos
y el promedio de dichos ingresos recaudados en los últimos tres años calendario, después de
deducción de los impuestos relacionados con dichos ingresos. La Ley y sus reformas no han
previsto aportes adicionales desde el año 2004.
Los recursos del FEM pueden ser usados en el caso de suceder una disminución en los ingresos
fiscales, cualquiera sea su origen, con relación al promedio de dichos ingresos recaudados en los
últimos tres años calendario o, en caso de estado de emergencia económica decretado de
conformidad con la Constitución de Venezuela. Para el retiro de los recursos del FEM por parte de
las entidades titulares, se informará a la Comisión Permanente de Finanzas de la Asamblea
Nacional; así como también a la Contraloría General de la República y, se iniciará el respectivo
trámite descrito en la Ley.
Durante 2008 y 2007, este fondo originó ingresos financieros por 20 millones de dólares y 39
millones de dólares respectivamente, que se incluyen en los estados consolidados de resultados en
el rubro de ingresos financieros.
• Fideicomiso suscrito con BANFOANDES, para la Construcción y Acondicionamiento de
Módulos Asistenciales para la Misión Barrio Adentro El 24 de marzo de 2005, la Junta Directiva de PDVSA aprobó la constitución de un fideicomiso entre
Palmaven, S.A. (filial de PDVSA) y BANFOANDES. Dicho fideicomiso se creó el 20 de junio de
185
2005 y está destinado a la creación de 1.000 módulos de asistencia médica para la Misión Barrio
Adentro. Este fideicomiso fue constituido con un aporte inicial de 23 millones de dólares y tendrá
una duración de un año, prorrogable automáticamente, por períodos iguales. Durante los años 2008
y 2007 este fideicomiso no recibió aportes adicionales de PDVSA.
• Fondos para los Proyectos de Crudo Extrapesado en la Faja Petrolífera del Orinoco Al 31 de diciembre de 2008 el efectivo restringido incluye, principalmente, 300 millones de dólares
depositados en cuentas de PDVSA Cerro Negro en los Estados Unidos; los cuales están afectados
por una medida de embargo. Al 31 de diciembre de 2007 estos fondos corresponden a montos
depositados en instituciones financieras en el exterior, restringidos para cumplir compromisos
relacionados con el financiamiento recibido para el desarrollo de los proyectos de producción y
mejoramiento del crudo extrapesado de la FPO.
• Acuerdo de Cooperación Energética suscrito con la República Oriental del Uruguay Como resultado de este acuerdo, suscrito en el año 2005, PDVSA se compromete a suministrar
petróleo crudo, productos refinados y gas licuado de petróleo (GLP) a la República Oriental del
Uruguay. Durante el año 2005, se efectuó un aporte inicial por 44 millones de dólares en una cuenta
de una institución financiera ubicada en la República Oriental del Uruguay, en la cual serán
depositadas las cobranzas a la Administradora Nacional de Combustibles, Alcohol y Portland
(ANCAP), empresa petrolera de la República Oriental del Uruguay, provenientes de las ventas
relacionadas con este acuerdo. Estos fondos están restringidos para realizar pagos a las empresas
ubicadas en la República Oriental del Uruguay, por las importaciones de bienes y servicios
provenientes de ese país. Durante los años 2008 y 2007, se efectuaron aportes a este fondo por 5
millones de dólares y 24 millones de dólares, respectivamente.
• Cartas de Crédito En agosto de 2008, fueron colocados 100 millones de dólares en un banco europeo con la finalidad
de garantizar el proyecto de ingeniería, procura y construcción (IPC) para la Central Eléctrica
Bachaquero-Tamare contratada al Consorcio Man Ferrostaal-Koch. La inversión total estimada de
este proyecto alcanza 420 millones de dólares.
• Cuenta de Liquidez de CITGO Corresponde a la “cuenta de liquidez”, cuya constitución se encuentra establecida en el convenio
suscrito con las instituciones financieras para la emisión de bonos y otorgamientos de prestamos, la
cual está integrada por efectivo y depósitos a plazos, incluyendo los intereses devengados sobre
estos montos.
186
j. Acuerdo de Suministro PDVSA Petróleo mantiene varios acuerdos de suministros que se resumen a continuación:
Convenio desuministro
(MBD) Año de finalización
ROG 245 Período de la asociación, más 3 años adicionalesNynas 57 Período de la asociación, más 3 años adicionalesHovensa 270 Entre 2014-2022
572
Entidad
k. Preparación y Presentación de Estados Financieros Los estados financieros consolidados están preparados de acuerdo con Normas Internacionales de
Información Financiera (NIIF), adoptadas por la Junta de Normas Internacionales de Contabilidad
(International Accounting Standards Board - IASB) y sus interpretaciones emitidas por el Comité de
Interpretaciones de las Normas Internacionales de Información Financiera - CINIIF (International
Financial Reporting Interpretations Committee - IFRIC) de la IASB.
Las políticas de contabilidad han sido aplicadas consistentemente para los años presentados en
estos estados financieros consolidados, y han sido aplicadas consistentemente por sus filiales,
afiliadas y entidades controladas de forma conjunta.
l. Pronunciamientos Contables Adoptados Recientemente Durante el año 2008, entraron en vigencia las siguientes normas e interpretaciones:
• Enmiendas a la NIC 39 Instrumentos Financieros: Reconocimiento y Medición y a la NIIF 7
Instrumentos Financieros: Revelaciones, que permiten a la entidad, en circunstancias limitadas,
reclasificar los activos financieros no-derivados fuera de las categorías de “valor razonable con
cambios en resultados” y “disponibles para la venta”. Tales reclasificaciones generan
requerimientos adicionales de revelación.
• La Interpretación Nº 14 (CINIIF 14) - NIC 19 El Límite sobre un Activo por Beneficio Definido,
Requerimientos Mínimos de Fondos y la Interacción Entre Éstos, que aclara cuándo los
reembolsos o reducciones en contribuciones futuras relacionadas con un activo por beneficio
definido, serán considerados como disponibles. Adicionalmente, provee una guía sobre el
impacto de los requerimientos mínimos de financiamiento de tales activos. Asimismo, aclara
cuando un requerimiento mínimo de financiamiento debería originar un pasivo.
• La Interpretación N° 16 (CINIIF 16) Coberturas de la Inversión Neta en un Negocio Extranjero,
define las condiciones para identificar los riesgos que deben ser contabilizados como
instrumentos financieros de cobertura de acuerdo con la NIC 39.
187
• Durante el año 2008 PDVSA decidió adoptar de manera anticipada la aplicación de la NIC 23
revisada Costos de Financiamiento, cuya vigencia obligatoria se estableció para los ejercicios
económicos iniciados en o después del 1° de enero de 2009. Esta norma revisada elimina la
opción de reconocer en los resultados los costos de financiamiento y requiere capitalizar estos
costos, directamente atribuibles a la adquisición, construcción o producción de un activo
calificado, como costo de ese activo.
Las políticas de contabilidad de la Corporación se han revisado y modificado, en los casos
necesarios, para adoptar los requerimientos establecidos en estas nuevas normas o
interpretaciones. La adopción de estas normas e interpretaciones no tuvo efectos significativos en
los estados financieros consolidados de PDVSA.
m. Nuevos Pronunciamientos Contables aún no Adoptados Varias normas nuevas y enmiendas e interpretaciones a las normas actuales aún no están vigentes
para el año terminado el 31 de diciembre de 2008, y no se han aplicado en la preparación de estos
estados financieros consolidados. Las más importantes para PDVSA son las siguientes:
• En noviembre de 2008, la IASB emitió la interpretación N° 17 (CINIIF 17) - Distribuciones de
Activos a los Propietarios, distintos a Efectivo, que aclara como una entidad debe medir las
distribuciones de activos a sus propietarios, cuando paga dividendos en forma distinta al efectivo.
Esta interpretación estará en vigencia para los ejercicios económicos iniciados en o después del
1° de julio de 2009.
La Corporación completó el análisis de esta interpretación y determinó que no tendrá efectos
significativos sobre sus estados financieros consolidados.
• En julio de 2008, la IASB emitió una enmienda a la Norma Internacional de Contabilidad N° 39
Instrumentos Financieros: Reconocimiento y Medición (NIC 39), que aclara las situaciones en las
que la inflación puede ser considerada como un riesgo cubierto para la contabilización de
cobertura. Igualmente, aclara las condiciones para que una entidad pueda designar una opción
como un instrumento de cobertura. Esta enmienda estará en vigencia para los ejercicios
económicos iniciados en o después del 1° de julio de 2009.
La Corporación completó el análisis de esta enmienda y determinó que no tendrá efectos
significativos sobre sus estados financieros consolidados.
• En mayo de 2008, la IASB publicó el proyecto anual de mejoras a las NIIF, introduciendo una
serie de enmiendas a varias normas e interpretaciones actuales, que no están vigentes para el
año terminado el 31 de diciembre de 2008. Las más importantes para PDVSA son: NIIF 5
Activos no Corrientes Mantenidos para la Venta y Operaciones Descontinuadas; NIIF 7
Instrumentos Financieros: Revelaciones; NIC 1 Presentación de Estados Financieros; NIC 8
188
Políticas Contables, Cambios en las Estimaciones Contables y Errores; NIC 10 Hechos
Ocurridos Después de la Fecha de Reporte; NIC 16 Propiedades, Plantas y Equipos; NIC 18
Ingresos; NIC 19 Beneficios a los Empleados; NIC 20 Subvenciones del Gobierno, NIC 23
Costos de Financiamiento; NIC 27 Estados Financieros Consolidados y Separados; NIC 28
Inversiones en Asociadas; NIC 29 Información Financiera en Economías Hiperinflacionarias; NIC
31 Participaciones en Negocios Conjuntos; NIC 34 Información Financiera Intermedia; NIC 36
Deterioro del Valor de los Activos; NIC 39 Instrumentos Financieros: Reconocimiento y Medición,
NIC 40 Propiedades de Inversión y NIC 41 Agricultura. Estas modificaciones estarán en vigencia
para ejercicios económicos iniciados en o después del 1° de enero de 2009.
La Corporación completó el análisis de estas mejoras y determinó que no tendrán efectos
significativos sobre sus estados financieros consolidados.
• En mayo de 2008, la IASB emitió una enmienda a la NIIF 1 Adopción por Primera Vez de las
Normas Internacionales de Información Financiera y a la NIC 27 Estados Financieros
Consolidados y Separados, la cual elimina la definición del método del costo y se sustituye por
un requerimiento de presentar los dividendos recibidos de filiales y entidades controladas de
forma conjunta, como ingresos en los estados financieros separados del inversionista. Esta
enmienda estará en vigencia para los ejercicios económicos iniciados en o después del 1° de
enero de 2009.
La Corporación completó el análisis de esta enmienda y determinó que no tendrá efectos
significativos sobre sus estados financieros consolidados.
• En febrero de 2008, la IASB emitió enmiendas a la NIC 1 Presentación de Estados Financieros y
a la NIC 32 Instrumentos Financieros: Presentación, las cuales establecen cuándo ciertos
instrumentos financieros deben ser clasificados como pasivos o patrimonio. Regula los
instrumentos financieros clasificados como patrimonio, que incluyen cláusulas contractuales para
su recompra o liquidación por parte del emisor o, que imponen una obligación a la entidad de
entregar una parte de sus activos netos, pero sólo en caso de una eventual liquidación. Estas
enmiendas estarán en vigencia para los ejercicios económicos iniciados en o después del 1° de
enero de 2009.
La Corporación completó el análisis de esta enmienda y determinó que no tendrá efectos
significativos sobre sus estados financieros consolidados.
• En enero de 2008, la IASB emitió la NIIF 3 revisada Combinaciones de Negocios, la cual
mantiene el método de la compra para la contabilización de estas transacciones, pero introduce
algunos cambios relacionados con la valoración de los intereses no controladores y las
adquisiciones o combinaciones parciales. Esta norma estará en vigencia para los ejercicios
económicos iniciados en o después del 1° de julio de 2009.
189
La Corporación completó el análisis de esta norma y determinó que no tendrá efectos significativos
sobre sus estados financieros consolidados.
• En noviembre de 2006, la IASB emitió la NIIF 8 Segmento de Operación, la cual introduce el
“enfoque de la administración” para la información financiera por segmentos y requerirá la
revelación de segmentos de operación con base en los reportes internos revisados
periódicamente por los ejecutivos o diferentes comités encargados de la toma de decisiones
operativas de la Compañía para evaluar cada información del segmento. Esta norma estará en
vigencia para los ejercicios económicos iniciados en o después del 1° de enero 2009.
La Corporación completó el análisis de esta norma y determinó que no tendrá efectos significativos
sobre sus estados financieros consolidados.
• En septiembre de 2007, la IASB emitió la NIC 1 revisada Presentación de Estados Financieros,
la cual introduce un estado integral de resultados que incluye la utilidad o pérdida del ejercicio y
los otros resultados integrales, constituidos por partidas de ingresos y gastos que no son
reconocidos en los resultados del ejercicio por requerimientos de otras normas. Igualmente,
requiere cambiar la denominación de “balance general” por “estado de situación financiera”.
Esta norma revisada estará en vigencia para los ejercicios económicos iniciados en o después
del 1° de enero de 2009.
La Corporación completó el análisis de esta norma y determinó que no tendrá efectos significativos
sobre sus estados financieros consolidados.
• En enero de 2008, la IASB emitió la NIC 27 revisada Estados Financieros Consolidados y
Separados la cual requiere contabilizar, en el patrimonio, los cambios en la participación del
propietario en una filial que no resulte en una pérdida del control. En el caso que una entidad
pierda el control en una filial, y ésta desincorpore los activos, pasivos y los componentes del
patrimonio relacionados de la subsidiaria, cualquier ganancia o pérdida es reconocida en el
estado consolidado de resultados. Las inversiones mantenidas en la filial se miden a su valor
razonable hasta la fecha que el control cesa. Esta norma revisada estará en vigencia para los
ejercicios económicos iniciados en o después del 1° de enero de 2009.
La Corporación completó el análisis de esta norma y determinó que no tendrá efectos significativos
sobre sus estados financieros consolidados.
• En julio de 2008, la IASB emitió la interpretación N° 15 (CINIIF 15) Acuerdo para Construcción de
Inmuebles, la cual regula el reconocimiento de ingresos en aquellas compañías que ejecutan
proyectos de construcción de inmuebles para la venta, según planos, antes de que se complete
la construcción. Esta interpretación estará en vigencia para los ejercicios económicos iniciados
en o después del 1° de enero de 2009.
190
6. Detalle de la Deuda Financiera Consolidada La deuda financiera consolidada al 31 de diciembre de 2008, consiste en lo siguiente:
Dólares
(En millones)
PDVSA (Casa Matriz):
Bonos no garantizados, con vencimientos en los años 2017, 2027 y 2037, por3.000 millones de dólares, 3.000 millones de dólares y 1.500 millones de dólares y con intereses anuales pagaderos semestralmente de 5,25%, 5,375% y 5,50%, respectivamente. 7.500
Préstamos garantizados, otorgados por agencias gubernamentales de exportación e instituciones financieras, con interés anual variable LIBOR más 1,13% y vencimiento en el año 2022. 3.094
Certificados de inversión emitidos a una tasa de rendimiento de 6,20% anual, y vencimiento en 90 días renovables. 1.156
Préstamos garantizados, otorgados por agencias gubernamentales de exportación e instituciones financieras, denominado en yenes, con interés anual variable entre1,70% y 2,30%, y vencimiento en el año 2012. 208
Préstamo no garantizado, con interés variable LIBOR más 4,5% yvencimiento en el año 2010. 3
11.961
CITGO:
Préstamo garantizado, con interés variable LIBOR más 137,5 puntos bases o 1,84% en 2008 y 6,45% en 2007 y vencimiento en el año 2012. 612
Bonos exentos de impuesto, con interés anual variable y fijo entre 2% y 8% para 2008 y 2007; garantizados con cartas de crédito y vencimientoen el año 2043. 588
Préstamo garantizado con interés LIBOR más 2% y vencimiento en el año 2012 511 Línea de crédito rotativa garantizada, con interés anual de 3,25% en 2008
y 7,25% en 2007, y vencimiento en el año 2010, 413 Bonos sujetos a impuesto, garantizados con cartas de crédito, con interés promedio
de 3,15% en 2008 y 5,90 en 2007, y vencimiento en el año 2026. 60 Facilidad de crédito, garantizada con cuentas por cobrar, con interés variable
basado en papeles comerciales (A1/P1) entre 1,37% y 3,40% y vencimiento en el año 2009. 39
Pasivos por arrendamientos financieros. 30
2.253
Van, 14.214
191
Dólares
Vienen, 14.214
PDVSA Gas:Pasivos de arrendamientos financieros, denominados en bolívares fuertes. 355
Petrocedeño:Línea de crédito garantizada, con interés anual variable entre LIBOR más 2,25% y
2,75% y vencimiento en el año 2012. 309
Refinería Isla:Pasivos de arrendamientos financieros. 175
PDVSA VI:Préstamo garantizados por PDVSA y la participación accionaria en Hovensa, L.L.C.,
con interés anual de 8,46%, y vencimiento en el año 2009. 15
Petrozuata:Bonos garantizados, con interés entre 7,63% y 8,37% anual,
y vencimientos entre los años 2009, 2017 y 2022. 13
PDVSA Cerro Negro: Bonos garantizados, con interés entre 7,33% y 8,03%,
y vencimientos en los años 2009 y 2028, respectivamente. 4
Productos La Fina:Pagarés con diferentes instituciones financieras en el país, con intereses anuales
entre 16% y 19%, con vencimientos durante el año 2009 y denominados en bolívares fuertes. 6
INTEVEP:Pasivos de arrendamientos financieros denominados en bolívares fuertes. 3
Lácteos Los Andes:Pagarés con interés variable anual entre 15% y 18,85%, y vencimientos entre
los años 2009 y 2010, denominados en bolívares fuertes. 1
15.095
(En millones)
Los vencimientos de la porción no corriente de la deuda financiera consolidada, al 31 de diciembre
de 2008, son los siguientes:
Millones de
Años Dólares
2010 878 2011 579
1.238 2013 937 Años restantes 9.786
13.418
2012
La deuda financiera consolidada está denominada en dólares, excepto las deudas en yenes y en
bolívares fuertes indicadas anteriormente.
192
PDVSA (Casa Matriz) Entre enero y febrero de 2007, se aprobó la emisión de la oferta pública de bonos, hasta por 7.500
millones de dólares con vencimientos a 10, 20 y 30 años (2017, 2027 y 2037), y serán pagados en
dólares a su vencimiento. Esta emisión fue dirigida y regulada por el BCV, y quedó exceptuada del
ámbito de aplicación de la Ley de Mercados de Capitales de Venezuela, en virtud del carácter de
empresa estatal que tiene PDVSA. El cupón de rendimiento de los bonos emitidos es de 5,25%,
5,375% y 5,50% anual, para los vencimientos a 10, 20 y 30 años, respectivamente. Los bonos por
pagar son reconocidos inicialmente al valor razonable, ajustado por los costos incurridos en la
transacción y, posteriormente, son contabilizados a su costo amortizado; cualquier diferencia entre
el valor razonable ajustado y el valor de redención es reconocida en el estado consolidado de
resultados durante el período del financiamiento, utilizando el método de interés efectivo. En la
emisión combinada de estos bonos se generó una prima de 5,5%, la cual alcanzó 413 millones de
dólares y durante el año 2008, fueron amortizados 10 millones de dólares que se incluyen en el
estado consolidado de resultados. Los bonos serán pagados en dólares a su vencimiento.
Entre el 12 de abril y el 10 de mayo de 2007, se completó el proceso de emisión de los bonos,
alcanzándose la colocación de los 7.500 millones de dólares ofertados. Asimismo, el 12 de abril de
2007, fue publicado el Decreto Nº 5.282 que establece la exoneración del pago de impuesto sobre
la renta a los enriquecimientos obtenidos por los tenedores, provenientes de esta colocación.
En febrero de 2007 un grupo de bancos, liderados por el Japan Bank for Internacional Cooperation
(JBIC) aprobó el otorgamiento de un préstamo a la Corporación por 3.500 millones de dólares. Este
préstamo con vencimiento a 15 años, causará intereses a una tasa equivalente a LIBOR más
1,13%, e incluye opciones de pago en efectivo o mediante la entrega de petróleo crudo y productos
a precios de mercado, sujeto a un acuerdo de cantidades mínimas, revisadas cada tres años.
Durante el año 2008, la Corporación ha efectuado pagos por 233 millones de dólares. Al 31 de
diciembre de 2008 y 2007, la Corporación mantiene un saldo de 3.094 millones de dólares y, 3.327
millones de dólares, respectivamente.
En diciembre de 2008, PDVSA pagó el monto total de la línea de crédito que poseía con un grupo
de bancos liderados por el BNP Paribas, por 1.156 millones de dólares, contratada originalmente en
el año 2007 por 1.124 millones de dólares, la cual había sido extendida por un año adicional el 25
de enero de 2008, y causó intereses a una tasa de LIBOR más 150 puntos base.
En diciembre de 2008, PDVSA emitió a favor del BANDES y el Banco del Tesoro, C.A. Banco
Universal, certificados de inversión por 1.156 millones de dólares a una tasa de rendimiento de
6,20% anual, con vencimiento a 90 días renovables por períodos iguales.
193
CITGO El 15 de noviembre de 2005, CITGO se comprometió, con una facilidad de crédito preferencial
garantizada por 1.850 millones de dólares, conformada por una facilidad de crédito rotativo de 5
años por 1.150 millones de dólares y un préstamo de 700 millones de dólares con plazo de 7 años,
a una tasa variable LIBOR más 137,5 puntos básicos. La facilidad de crédito está garantizada por la
participación de CITGO en sus refinerías de Lake Charles, en Louisiana, y de Corpus Christi, en
Texas; sus cuentas por cobrar comerciales y sus inventarios; además, está sujeta a convenios
típicos para este financiamiento garantizado. El 17 de diciembre de 2007, CITGO modificó esta
facilidad de crédito para incorporar el pago de la garantía de un préstamo puente a seis meses por
1.000 millones de dólares. Este préstamo a corto plazo se acordó con un sindicato de bancos
liderado por el BNP Paribas y el UBS, y venció el 17 de junio de 2008. El costo de contratación de
este financiamiento por 22 millones de dólares, fue amortizado durante el plazo del préstamo.
CITGO tiene la opción de elegir entre: (i) la mayor de la tasa premium o la tasa de los fondos
federales más un margen de 0,5%; o (ii) la tasa LIBOR ajustada más el margen que aplica para el
caso. Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, el saldo de esta deuda es de 612 millones de dólares y
637 millones de dólares, respectivamente.
En junio de 2008, CITGO pagó la facilidad de crédito que mantenía por 1.000 millones de dólares,
con tasa de interés LIBOR más 1,75%. Para pagar esta facilidad de crédito, CITGO obtuvo los
siguientes financiamientos:
• El 12 de junio de 2008, un grupo de bancos liderados por el BNP Paribas aprobó una facilidad de
crédito por 450 millones de dólares, la cual está garantizada por ciertas cuentas por cobrar
comerciales de CITGO. Este financiamiento causa intereses a la tasa variable equivalente al
rendimiento de los papeles comerciales A1/P1; la cual, al 31 de diciembre de 2008, es de 1,84%.
Esta facilidad tiene un vencimiento anual, con opción de renegociación por períodos anuales. Al
31 de diciembre de 2008, el saldo de esta deuda es de 39 millones de dólares.
• El 16 de junio de 2008, un grupo de bancos liderados por el Sumitomo Mitsui Bank Corporation
(SMBC) otorgó un préstamo por 515 millones de dólares. Este préstamo tiene vencimiento en el
año 2012, causa intereses a una tasa equivalente LIBOR más 2% e incluye dos amortizaciones
especiales, la primera por 200 millones de dólares en febrero de 2011 y la segunda por 100
millones de dólares en febrero de 2012. Al 31 de diciembre de 2008, el saldo de esta deuda es
de 511 millones de dólares.
A través de entidades estatales de los Estados Unidos, CITGO obtuvo fondos por el endeudamiento
con bonos de desarrollo industria (Industrial Revenue Bonds – “IRB”) para el financiamiento de
algunas facilidades portuarias, equipos de control de contaminación e instalaciones ambientales en
sus refinerías de Lake Charles, Corpus Christi y Lemont. Estos bonos causan intereses a tasas
194
variables y fijas, las cuales oscilaron entre 2% y 8%, al 31 de diciembre de 2008 y 2007, y tienen
vencimiento hasta el año 2043. A través de cartas de crédito emitidas bajo la facilidad de crédito
preferencial garantizada de CITGO, se brinda soporte adicional para los bonos a tasa variable. Al 31
de diciembre de 2008 y 2007, el saldo de esta deuda es de 588 millones de dólares y 562 millones
de dólares, respectivamente.
CITGO mantiene una línea de crédito rotativa garantizada con vencimiento en el año 2010, por
1.150 millones de dólares. Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, la deuda por este concepto era de
413 millones de dólares y 80 millones de dólares, respectivamente. Este endeudamiento causó
intereses a una tasa de 3,25% en el año 2008 y 7,25% en el año 2007. La porción no utilizada de la
línea de crédito rotativa garantizada está sujeta al pago semestral de una comisión que oscila entre
15 y 50 puntos básicos al 31 de diciembre de 2008 y 2007. La capacidad de crédito disponible de
CITGO, neta de las cartas de crédito, era de 36 millones de dólares y 707 millones de dólares, al 31
de diciembre de 2008 y 2007, respectivamente.
Petrozuata En septiembre de 2008, PDVSA formalizó la oferta pública para la adquisición de los bonos emitidos
por Petrozuata Finance, Inc. (filial de Petrozuata), pagando 740 millones de dólares por 97,96% de
los bonos en circulación, los cuales estaban conformados de la siguiente forma:
• Serie “A” con 7,63% de interés anual y vencimiento en 2009;
• Serie “B” con 8,22% de interés anual y vencimiento en 2017; y
• Serie “C” con 8,37% de interés anual y vencimiento en 2022.
En julio de 2008, PDVSA pagó el total de los acuerdos de préstamos suscritos por Petrozuata; el
monto pagado fue de 161 millones de dólares, los cuales comprenden 158 millones de dólares de
capital y 3 millones de dólares de intereses.
A partir de octubre de 2007, la información financiera de Petrozuata se incluye en los estados
financieros consolidados de la Corporación, por lo cual se reconoce como parte de la deuda
consolidada, a partir de esa fecha, el préstamo y los bonos garantizados de esa filial.
Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, el saldo de esta deuda es de 13 millones de dólares y 800
millones de dólares, respectivamente.
195
Petrocedeño Producto de la toma de control por el proceso de migración a empresas mixtas, en enero de 2008
los estados financieros de Petrocedeño son consolidados con los de CVP (filial de PDVSA). El
monto de endeudamiento de esta empresa mixta era de 620 millones de dólares, causando
intereses a una tasa LIBOR más 2,25% y 2,75%. Durante el año 2008, se han realizado pagos por
311 millones de dólares, que comprende 170 millones de dólares producto de la reestructuración de
la deuda por la migración a empresa mixta y, 141 millones de dólares correspondiente a las
amortizaciones corrientes de la deuda.
PDVSA Cerro Negro En junio de 1998, Cerro Negro Finance, Ltd una compañía para propósitos especiales, no afiliada,
del antiguo Convenio de Asociación de la FPO, emitió bonos garantizados por 600 millones de
dólares con interés anual entre 7,33% y 8,03%, y vencimientos entre los años 2009 y 2028. La
participación de PDVSA Cerro Negro (Compañía poseída por PDVSA Petróleo) y de Mobil Cerro
Negro (socia de este convenio) era 50% cada una. En diciembre de 2007, PDVSA pagó 501
millones de dólares, por 99% de los bonos emitidos por esta compañía para propósitos especiales.
Adicionalmente, PDVSA pagó 129 millones de dólares a un sindicato de bancos liderado por el ABN
Amro Bank, para un total pagado de 630 millones de dólares, con lo cual se finiquitó el
endeudamiento del antiguo convenio de asociación. Con el pago de las acreencias del Proyecto
Cerro Negro, se dio inicio al proceso de constitución de una nueva empresa mixta denominada
Petromonagas, S.A., en la cual PDVSA posee 83,33% de las acciones a través de la CVP, y BP
posee 16,67%, a través de su filial Veba Oil & Gas Cerro Negro GmbH.
Productos La Fina En agosto de 2008 PDVSA adquirió, a través de su filial PDVAL, 100% de las acciones de
Productos La Fina, la cual mantenía pagarés bancarios con seis instituciones financieras en el país
por un monto de 21 millones de dólares y, al 31 de diciembre de 2008, se habían realizado pagos
sobre esos pagarés bancarios por 15 millones de dólares.
Lácteos Los Andes En marzo de 2008, PDVSA adquirió 100% de las acciones de Lácteos Los Andes, la cual mantenía
pagarés bancarios con seis instituciones financieras en el país por 17 millones de dólares y al 31 de
diciembre de 2008 se han realizado pagos por un total de 16 millones de dólares.
196
Proyecto Hamaca Durante el año 2007, PDVSA pagó totalmente el endeudamiento del antiguo Convenio de
Asociación Hamaca, conformado por PDVSA, ConocoPhillips y ChevronTexaco, que operaba en la
FPO. PDVSA pagó la deuda en dos partes: la primera, a través de un prepago inicial de 400
millones de dólares, el 30 de noviembre de 2007; y la segunda, por medio de un pago final de 340
millones de dólares, el cual se concretó el 14 de diciembre de 2007, para un pago total de 740
millones de dólares. De este monto correspondió a PDVSA 70% y a ChevronTexaco 30%. Los
pagos fueron efectuados por Corpoguanipa (filial de PDVSA) y por Texaco Orinoco Resources
Company (filial de Chevron Corporation).
Cláusulas Contractuales Varias facilidades de préstamo establecen cláusulas contractuales que restringen la capacidad de
PDVSA a incurrir en deuda adicional, pagar dividendos, hipotecar propiedades y vender ciertos
activos. La Corporación ha cumplido con estas cláusulas al 31 de diciembre de 2008 y 2007.
Facilidades de Crédito Al 31 de diciembre de 2008, PDVSA tiene disponible líneas de crédito garantizadas por 36 millones
de dólares.
Pasivos de Arrendamientos Financieros Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, se mantienen obligaciones por la adquisición de ciertos activos
de refinación y plantas de compresión de gas y equipos conexos adquiridos bajo arrendamiento
financiero, contabilizados como propiedades, plantas y equipos.
Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, los pagos futuros por contratos de arrendamiento financiero, se
resumen a continuación:
Años
2009 68 2010 61 2011 56 2012 45 2013 63
Años siguientes 395
Pagos futuros estimados por arrendamientos 688
Menos intereses (125)
Total arrendamientos financieros 563
Millones de Dólares
197
Pasivos mantenidos para la venta C.A. La Electricidad de Caracas y sus Filiales (EDC) La deuda financiera consolidada de la EDC, al 31 de diciembre de 2008 y 2007, consiste en lo
siguiente: Tasa
de interés Vencimiento 2008 2007
Pagarés bancarios 5,59% a 7,82% 2008 - 2 Bonos al portador 9,00% 2018 650 - Bonos al portador 10,25% 2014 13 260 JP Morgan Chase – OAM13 Libor + 0,20% 2011 5 7
668 269 Menos porción corriente de la
deuda financiera 2 4
Porción no corriente 666 265
Millones de Dólares
Total
Con fecha 10 de abril de 2008, EDC realizó una emisión pública de bonos en el mercado local
(Bono 2018) por 650 millones de dólares, con vencimiento a 10 años y rendimiento de 8,50%
pagaderos semestralmente. Dichos bonos son redimibles total o parcialmente en cualquier momento
durante la vigencia de los bonos. Estos bonos están garantizados por EDC.
EDC mantiene dos líneas de crédito con JP Morgan Chase Bank N.A. garantizadas mediante fianza
emitida por el Export Import Bank of the United States (Eximbank), las cuales se describen a
continuación:
• Línea de crédito otorgada en septiembre de 1999, por 22 millones de dólares con vencimiento el
25 de febrero de 2011 e intereses a una tasa LIBOR más 0,20% anual, destinada para la
adquisición del componente de una turbina. Al 31 de diciembre de 2008, el saldo de esta línea
asciende a 5 millones de dólares.
• Línea de crédito otorgada en septiembre de 1999, por 36 millones de dólares con vencimiento el
10 de enero de 2008 e intereses al 5,91% anual. Con fecha 7 de enero de 2008 se pagó el saldo
de capital e intereses de esta línea.
Los vencimientos de la porción no corriente de la deuda financiera consolidada, al 31 de diciembre
de 2008, es el siguiente:
Años
2010 2
2011 1
2014 13 Años restantes 650
666
Millones de Dólares
198
C.A. Electricidad de Valencia (ELEVAL) Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, ELEVAL mantiene pagarés bancarios con diferentes
instituciones financieras en el país por 6 millones de dólares y 15 millones de dólares,
respectivamente. Durante los años 2008 y 2007, estos pagarés causaron intereses a una tasa que
osciló entre 20,22% y 26,00%, y entre 12,00% y 21,44%, respectivamente.
De acuerdo con lineamientos y objetivos estratégicos del Ejecutivo Nacional, durante el año 2007 la
Asamblea de Accionista de PDVSA autorizó la compra de acciones de varias entidades que operan
en el sector eléctrico del país, las cuales serán transferidas en el corto plazo a la Corporación
Eléctrica Nacional, S. A. de conformidad con el Decreto con Rango, Valor y Fuerza de Ley Orgánica
de Reorganización del Sector Eléctrico, publicada en la Gaceta Oficial N° 38.736 del 31 de julio de
2007. Actualmente PDVSA y el MENPET están completando una serie de formalidades legales para
la transferencia de las entidades del sector eléctrico a CORPOELEC; la Corporación estima que
este proceso culminará durante el primer semestre de 2009. Por tal razón la deuda financiera de las
compañías del sector eléctrico se incluye como pasivos disponibles para la venta.
199
X.Glosario de Términos PDVSA Petróleos de Venezuela, S.A. y sus filiales
PDVSA Petróleo PDVSA Petróleo, S.A.
CVP Corporación Venezolana de Petróleo, S.A.
PDVSA Gas PDVSA Gas, S.A.
PDV Marina PDV Marina, S.A.
Palmaven Palmaven, S.A.
Interven Venezuela Interven, S.A.
Deltaven Deltaven, S.A.
PDVSA América PDVSA América, S.A.
Bariven Bariven, S.A.
Intevep Intevep, S.A.
COMMERCHAMP COMMERCHAMP, S.A.
PDVSA Agrícola PDVSA Agrícola, S.A.
PDVSA Industrial PDVSA Industrial, S.A.
PDVSA Servicios PDVSA Servicios, S.A.
PDVSA Gas Comunal PDVSA Gas Comunal, S.A.
PDVSA Ingeniería y Construcción PDVSA Ingeniería y Construcción, S.A.
PDVSA Naval PDVSA Naval, S.A.
PDVSA Desarrollos Urbanos PDVSA Desarrollos Urbanos, S.A.
EDC C. A. La Electricidad de Caracas
SENECA Sistema Eléctrico del Estado Nueva Esparta, C. A.
ELEVAL C.A. Electricidad de Valencia
CALIFE C.A. Luz y Fuerza Eléctrica de Puerto Cabello
Corpoelec Corporación Eléctrica Nacional, S.A.
BITOR Bitúmenes del Orinoco, S.A.
Commercit Commercit, S.A.
PDVSA VI PDVSA Virgin Island, Inc.
SINOVENSA Orifuels Sinoven, S.A.
PDVAL Productora y Distribuidora Venezolana de
Alimentos, S.A. (PDVAL)
PDVSA Cuba PDVSA Cuba, S.A.
PDV Cupet PDV Cupet, S.A.
PDV Andina PDV Andina, S.A.
PDVSA Bolivia PDVSA Bolivia, S.A.
PDVSA Colombia PDVSA Colombia, S.A.
PDVSA Ecuador PDVSA Ecuador, S.A.
200
PDV Sur PDV Sur, S.A.
PDVSA Argentina PDVSA Argentina, S.A.
PDVSA Uruguay PDVSA Uruguay, S.A.
PDV Caribe PDV Caribe, S.A.
Lagoven Lagoven, S.A.
Maraven Maraven, S.A.
Corpoven Corpoven, S.A.
Vengas Vengas, S.A.
Tropigas Tropigas, S.A.C.A.
Petropiar Petropiar, S.A
Petrocedeño Petrocedeño, S.A.
Petromonagas Petromonagas, S.A.
Petrolera Sinovensa Petrolera Sinovensa, S.A.
Petrolera Bielovenezolana Petrolera Bielovenezolana, S.A.
Petrolera Indovenezolana Petrolera Indovenezolana, S.A.
Petrozumano Petrozumano, S.A.
Petrozuata Petrolera Zuata, Petrozuata C.A.
Sincor Sincrudos de Oriente, S.A.
Cerro Negro Petrolera Cerro Negro, S.A.
Hamaca Petrolera Hamaca, C.A.
Petrolera Paria Petrolera Paria, S.A.
Petrolera Güiria Petrolera Güiria, S.A.
Petrosucre Petrosucre, S.A.
Veneziran Oil Company Veneziran Oil Company, S.A.
ALBANAVE ALBANAVE, S.A.
FPO Faja Petrolífera del Orinoco
POMR Proyecto Orinoco Magna Reserva
PSO Proyecto Socialista Orinoco
PDVSA Empresa Nacional de Transporte PDVSA Empresa Nacional de Transporte, C.A.
201
XI.Nomenclatura °API Gravedad API
Bl Barriles
Bs.F Bolívares fuertes
Bs.F/Lt Bolívares fuertes por litro
BD Barriles diarios
Bls Barriles
BPC Billones de pies cúbicos
Bpce Barriles equivalentes de crudo
Bpced Barriles equivalentes de crudo diarios
Bpd Barriles de petróleo diarios
Bpe Barriles de petróleo equivalentes
Btu Unidades térmicas británicas
Btu/pc Btu por pie cúbico
Dólares Dólares estadounidenses
E/S Estaciones de Servicio
FEED Front-End Engineering Desing (Diseño de la Ingeniería Conceptual)
GLP Gas licuado de petróleo
GOES Gas original en sitio
ISLR Impuesto sobre la renta
IVA Impuesto al valor agregado
LGN Líquidos del gas natural
LPC Libras por pulgada cuadrada
Lts. Litros
Lts/día Litros días
Lts/Seg Litros segundos
MB Miles barriles
MBD Miles barriles diarios
MMB Millones de barriles
MMBD Millones de barriles diarios
MBDpe Miles de barriles diarios de petróleo equivalente.
El factor de conversión es de 5,8 PC/Bl.
MMBls Millones de barriles
MMMBls Miles de millones de barriles
MMBsF Millones de bolívares fuertes
MBPCE Miles de barriles de crudo equivalentes
202
MMBpce Millones de barriles de crudo equivalentes
MBpced Miles de barriles equivalentes de crudo diarios
MMBpced Millones de barriles equivalentes de crudo diarios
MMLts Millones de litros
MPC Miles de pies cúbicos
MMPC Millones de pies cúbicos
MPCD Miles de pies cúbicos diarios
MMPCD Millones de pies cúbicos diarios
MMMPC Miles de millones de pies cúbicos
MPCN Miles de pies cúbicos normales
MMPCN Millones de pies cúbicos normales
MMMPCN Miles de millones de pies cúbicos normales
MMPCGD Millones de Pies cúbicos de gas diario
MMPC/Bls Millones de pies cúbicos por barriles
MBtu Miles de unidades térmicas británicas
MMBtu Millones de unidades térmicas británicas
Mt Metros
Mt2 Metros cuadrados
MTM Miles de toneladas métricas
MTM/A Miles de toneladas métricas por año
MMT/A Millones de toneladas métricas por año
MMUS$ Millones de dólares estadounidenses
MMKW Millones de Kilo watt
MW Mega watt
MWh Mega watt hora
MW/p Mega watt por paneles
OCTG Oil Country Tubular Goods
PC Pies cúbicos
PC/B Pies cúbicos por barril
PCD Pies cúbicos diarios
PCN Pies cúbicos normales
PCGD Pies cúbicos de gas diario
Pen Porcentaje de penetración
POES Petróleo original en sitio
p/p masa de soluto/masa de solución
Und Unidades
US$ Dólares estadounidenses
US$/B Dólares estadounidenses por barril
203
US$/L Dólares estadounidenses por litro
UT Unidades Tributarias
K Kilos
Kg Kilogramos
Km Kilómetros
Km2 Kilómetros cuadrados
KW Kilo watt
KWh Kilo watt hora
in Pulgadas
Ha Hectáreas
H/H Horas/Hombre
Hp Horse power
T Toneladas
TA Toneladas año
TD Toneladas diarias
TM Toneladas métricas
TM/A Toneladas métricas año
W Watt
Wh Watts hora
Ra/Rc Reacondicionamiento/Recompletación
2D Bidimensional
3D Tridimensional
FCC Fraccionamiento de craqueo catalítico
204
XII.Anexo Informe de los Contadores Públicos Independientes
Estados Financieros Consolidados al 31 de diciembre de 2008 y 2007
Balances Generales Consolidados
Estados Consolidados de Resultados
Estados Consolidados de Movimiento de las Cuentas de Patrimonio
Estados Consolidados de Movimiento del Efectivo
Notas a los Estados Financieros Consolidados
Petróleos de Venezuela, S.A. y sus Filiales (PDVSA)
Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela
Balance de la Gestión Social y Ambiental Año terminado el 31 de diciembre 2008
La Nueva PDVSA Con Visión Soberana, Popular y Revolucionaria
2
INTRODUCCIÓN ....................................................................................................................................................... 3
I. VISIÓN Y ESTRATEGIA DEL NEGOCIO.......................................................................................................... 4
1. HISTORIA DE LA ORGANIZACIÓN........................................................................................................................... 4 2. PLAN DE DESARROLLO ECONÓMICO Y SOCIAL DE LA NACIÓN (PDESN) 2007–2013 ...................................... 6 3. PLAN SIEMBRA PETROLERA ............................................................................................................................... 12
II. ÁREAS DE DESEMPEÑO .................................................................................................................................. 13
1. RESULTADOS ECONÓMICOS ............................................................................................................................... 13 1.1. Estados Consolidados de Resultados .......................................................................................................... 13
2. AMBIENTE............................................................................................................................................................ 17 2.1. Líneas Estratégicas Referidas a la Política Ambiental ............................................................................... 17 2.1.1 Compromiso con la política ambiental de seguridad y salud en el trabajo del Estado venezolano.........17 2.1.2. Cultivo de valores éticos y ambientales para la construcción del socialismo ecológico ..........................18 2.1.3. Participación colectiva para ambientes de trabajo controlados ...................................................................20 2.1.4. Saldar la deuda ambiental.................................................................................................................................22 2.1.5. Operaciones y proyectos con mínimo impacto ambiental y ocupacional ...................................................25
3. RECURSOS HUMANOS ........................................................................................................................................ 38 3.1. Proceso de Captación, Selección y Empleo................................................................................................. 40
3.2. Proceso de Educación ................................................................................................................................. 42
3.3. Gestión de Empleo....................................................................................................................................... 43
3.4. Relaciones Empresa-Trabajadores ............................................................................................................. 44
3.5. Gestión de Educación y Formación............................................................................................................. 47
3.6. Salud y Seguridad en el Trabajo ................................................................................................................. 48
3.7. Proceso de Evaluación de Gestión ............................................................................................................. 50
4. SEGURIDAD INDUSTRIAL ..................................................................................................................................... 51 4.1. Acciones Preventivas................................................................................................................................... 51
4.2. Acciones de Formación Técnica.................................................................................................................. 52
4.3. Acciones de Formación Ciudadana............................................................................................................. 53
4.4. Accidentalidad............................................................................................................................................. 53
5. DERECHOS HUMANOS ........................................................................................................................................ 57 5.1. No Discriminación....................................................................................................................................... 57
5.2. Libertad de Asociación y Convenios Colectivos.......................................................................................... 57
5.3. Explotación Infantil ..................................................................................................................................... 57
5.4. Trabajos Forzados....................................................................................................................................... 57
6. TRANSPARENCIA Y ÉTICA ................................................................................................................................... 58 6.1. Contraloría social por las comunidades ..................................................................................................... 58
6.2. Acciones contra la corrupción..................................................................................................................... 61
6.3. Política Pública ........................................................................................................................................... 66
7. DESARROLLO SOCIAL ......................................................................................................................................... 66 7.1. Aportes para el Desarrollo Social............................................................................................................... 67 7.1.1. Misiones ...............................................................................................................................................................69 7.1.2. Núcleos de Desarrollo Endógeno (NUDE)......................................................................................................74 7.1.3. Proyectos y Planes Sociales.............................................................................................................................78 7.1.4. Aportes a Comunidades ....................................................................................................................................79
7.2. Proyectos ejecutados con gestión propia .................................................................................................... 82
7.3. Nuevas Filiales ............................................................................................................................................ 92 7.3.1. PDVSA Agrícola..................................................................................................................................................93 7.3.2. PDVSA Gas Comunal ........................................................................................................................................94 7.3.3. Productora y Distribuidora Venezolana de Alimentos, S.A. (PDVAL).........................................................95
7.4. Fondo de Desarrollo Nacional (FONDEN) ................................................................................................ 96
7.5. Fondo para el Desarrollo Económico y Social del País (FONDESPA)...................................................... 99
3
INTRODUCCIÓN
La Responsabilidad Social en PDVSA está enmarcada dentro de un proceso que formula y ejecuta proyectos, en alineación y articulación con los planes sociales del Estado para beneficio del país y de las comunidades y con base en lo establecido en la Constitución de la República Bolivariana de Venezuela, en sus artículos N° 302 y 311, y en la Ley Orgánica de Hidrocarburos, en su artículo N° 5, referidos a la participación de PDVSA en el desarrollo social e integral del país y con la finalidad de apoyar las obras y servicios destinados al desarrollo de infraestructura y vialidad, actividades agrícolas, salud, educación, agroalimentarias y cualquier otra inversión productiva en Venezuela.
De igual forma, las operaciones de PDVSA se orientan hacia el logro de un nivel de desarrollo sustentable y sostenible en el tiempo, considerando la utilización plena del potencial humano; el manejo eficiente, social y técnico del gasto público social, y el respeto por el equilibrio ecológico. En este sentido la nueva PDVSA ha asumido un profundo compromiso con el ambiente y la salud, con el cual se pretende prevenir la generación de impactos ambientales, sanear y restaurar los pasivos ambientales y reducir las desviaciones en materia de salud ocupacional y seguridad industrial. La misión que persigue PDVSA en este tema es asegurar que los procesos, operaciones, productos y servicios de la Corporación sean realizados en condiciones socio-ambientales sustentables y en ambientes de trabajo dignos y saludables, que permitan proteger el ambiente y preservar la salud de sus trabajadoras, trabajadores y comunidades en general.
“Con la distribución popular de la
renta, al invertirla en el bienestar del
pueblo, su capitalización humana, su
superación social y económica, en obras
de infraestructura, servicios e
inversiones para aumentar la
producción nacional, la renta petrolera
adquiere entonces una dimensión
transformadora de los terribles
desequilibrios y desigualdades sociales
que paradójicamente están presentes en
uno de los países con mayores riquezas
petroleras del planeta”. Rafael
Ramírez. Discurso ante la Asamblea
Nacional, 25 de mayo de 2005.
4
I. VISIÓN Y ESTRATEGIA DEL NEGOCIO
1. Historia de la Organización
Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) es una corporación propiedad de la República Bolivariana
de Venezuela, creada por el Estado venezolano en el año 1975, en cumplimiento de la Ley
Orgánica que reserva al Estado, la industria y el comercio de hidrocarburos (Ley de
Nacionalización). Sus operaciones son supervisadas y controladas por el Ministerio del Poder
Popular para la Energía y Petróleo (MENPET).
PDVSA es responsable, en Venezuela, del desarrollo de la industria de los hidrocarburos; así
como también de planificar, coordinar, supervisar y controlar las actividades relacionadas con
exploración, explotación, manufactura, refinación, transporte y venta de los hidrocarburos y sus
derivados, tanto en Venezuela como fuera del país. La mayoría de sus filiales en el exterior están
involucradas en las actividades de refinación y comercialización a nivel mundial.
Las filiales más importantes, totalmente poseídas son: PDVSA Petróleo, S.A. (PDVSA Petróleo);
Corporación Venezolana del Petróleo, S.A. (CVP); PDVSA Gas, S.A. (PDVSA Gas); y Deltaven,
S.A. (Deltaven), en Venezuela; y PDV Holding, Inc. (PDV Holding) y su principal filial PDV
America, Inc. (PDV América) que operan en los Estados Unidos de América. La principal
operación de PDVSA en los Estados Unidos de América está representada por CITGO Petroleum
Corporation y sus filiales (CITGO), la cual es poseída totalmente por PDV América.
Adicionalmente, se crearon ocho nuevas filiales, para dinamizar e impulsar el desarrollo industrial
y agrícola del país en sectores conexos directa e indirectamente con nuestra actividad petrolera.
Las nuevas filiales recientemente creadas son: PDVSA Servicios, PDVSA Ingeniería y
Construcción, PDVSA Agrícola, PDVSA Industrial, PDVSA Gas Comunal, PDVAL, PDVSA
Desarrollo Urbano y PDVSA Naval.
De acuerdo con un estudio comparativo publicado el 1° de diciembre de 2008 por Petroleum
Intelligence Weekly (PIW), PDVSA ha sido considerada en el cuarto lugar entre las compañías
más grandes a nivel mundial en el negocio petrolero. El estudio estuvo basado en una
combinación de criterios operacionales, tales como: reservas, producción, refinación y ventas,
según los cuales PDVSA es calificada de la siguiente manera:
5
• Quinta en reservas probadas de petróleo y gas.
• Séptima en producción.
• Quinta en capacidad de refinación.
• Octava en ventas.
Con base en la responsabilidad social de PDVSA, establecida en los Artículos Nº 302 y Nº 311 de
la Constitución de la República Bolivariana de Venezuela y en el Artículo Nº 5 de la Ley Orgánica
de Hidrocarburos, referidos a la participación de PDVSA en el desarrollo social e integral del país,
y con la finalidad de apoyar las obras o servicios destinados al desarrollo de infraestructura y
vialidad, actividades agrícolas, de salud, educación, agroalimentarias y a cualquier otra inversión
productiva en Venezuela, PDVSA participa en diferentes programas establecidos por el Ejecutivo
Nacional.
La orientación estratégica de PDVSA se basa, fundamentalmente, en los siguientes lineamientos
impartidos por el Accionista:
• Valorizar nuestro recurso natural de hidrocarburos en beneficio de la Nación.
• Contribuir al posicionamiento geopolítico del país en el ámbito internacional.
• Ser un instrumento para el desarrollo endógeno del país.
De conformidad con su orientación estratégica, el Plan de Inversiones de PDVSA a mediano y
largo plazo (Plan Siembra Petrolera) contempla los siguientes objetivos:
• Mantener la continuidad operacional en forma efectiva y eficiente, conforme a las mejores
prácticas científicas, técnicas y gerenciales, normas y procedimientos sobre higiene,
protección y remediación ambiental, para el aprovechamiento racional de los
hidrocarburos.
• Adecuar e incrementar el parque refinador.
• Fortalecer e impulsar el desarrollo tecnológico.
• Expandir y diversificar nuestros mercados en Latinoamérica, el Caribe, Asia y Europa, y
desarrollar la integración regional.
• Potenciar el equilibrio territorial y satisfacer el mercado interno de los hidrocarburos.
PDVSA se ha fijado como metas principales las siguientes:
• Incrementar la capacidad de producción hasta 4.936 MBD para el año 2013, de los cuales
6
2.850 MBD corresponderán a gestión directa, 590 MBD a empresas mixtas en áreas
tradicionales, 832 MBD a empresas mixtas de la Faja Petrolífera del Orinoco, 280 MBD a
nuevas empresas mixtas en la Faja Petrolífera del Orinoco y 384 MBD de líquidos de gas
natural (LGN). Asimismo, la visión a largo plazo es alcanzar una capacidad de producción
de 6.500 MBD de LGN y crudo para el año 2021.
• Elevar la capacidad instalada de refinación (nacional e internacional) hasta 3.600 MBD
en el año 2013 y 4.611 MBD en el 2021.
• Exportar un volumen de crudos y productos de 3.800 MBD en el 2013.
• Aumentar la producción de gas natural a 12.568 MMPCD en el 2013, lo que permitirá
convertir a Venezuela en un exportador de gas natural, especialmente a través del
desarrollo y puesta en marcha de los proyectos Costa Afuera.
• Desarrollar el eje Orinoco-Apure a través del pleno desarrollo de la Faja Petrolífera del
Orinoco, desde el punto de vista de producción, mejoramiento, refinación e
industrialización, para potenciar la región como un importante polo petroquímico.
• El lanzamiento del Proyecto Socialista Orinoco el cual prevé impulsar el desarrollo
endógeno de la Faja Petrolífera del Orinoco, asignando una serie de recursos con el fin
de planificar e impulsar el desarrollo integral de esta región. Se pretende abarcar un
amplio espectro de actividades como la construcción de viviendas y nuevas ciudades,
infraestructura vial y electrificación, así como incentivos para la agricultura.
Los grandes retos de la gerencia de PDVSA en el mediano plazo son el mantenimiento óptimo de
los reservorios de crudo y las facilidades de producción, proseguir con el mejoramiento de la base
y composición de reservas de petróleo y gas, concentrando los esfuerzos exploratorios en áreas
tradicionales y en nuevas áreas, con el propósito de desarrollar las inmensas reservas de crudos
pesados y gas con los que cuenta el país. Asimismo, Petróleos de Venezuela, S.A., deberá
continuar apoyando al Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo (MENPET) y
concentrar esfuerzos en la certificación de reservas y estudios integrados de yacimientos en la
Faja Petrolífera del Orinoco en su plan de desarrollo; así como también, incrementar la
disponibilidad de gas en el occidente de Venezuela y modificar las especificaciones de calidad de
los productos refinados.
2. Plan de Desarrollo Económico y Social de la Nación (PDESN) 2007–2013
Características Generales
La Constitución de la República Bolivariana de Venezuela, promulgada en 1999, reafirma la
7
importancia de la planificación como función elemental del Estado. En función a esta premisa
constitucional, en el año 2001 se aprobó la Ley Orgánica de Planificación, base legal que da
origen a la creación del Ministerio de Planificación y Desarrollo; institución que en lo sucesivo,
asumirá la planificación como política rectora del Estado.
Esta Ley Orgánica, define la planificación como una tecnología del Estado y la sociedad para
lograr los cambios estructurales que ésta misma demanda. Al adaptar estos conceptos a la
realidad nacional, se introducen nuevos conceptos en el Plan de Desarrollo Económico y Social
de la Nación, cuya aprobación depende de la Asamblea Nacional para su posterior puesta en
marcha.
Durante el primer período de gobierno del Comandante-Presidente Hugo Chávez Frías (2001–
2007), se desarrolló el Primer Plan de Desarrollo Económico y Social de la Nación, cuyos
antecedentes fueron el Programa Económico de Transición 1999-2000, el Programa Económico
2000 y “Propuesta de Hugo Chávez para Continuar la Revolución”. Este primer plan surge para
dar respuesta a la crisis económica y social incontrolable que en ese momento vivía el país.
Posteriormente, se diseñó el plan actual correspondiente al lapso 2007-2013, el cual es la
profundización de su antecesor, y cuyas características más resaltantes son:
1. Establece las directrices estratégicas orientadas al esfuerzo planificador como alta política
de Estado, la cual migra de una visión presupuestaria por programas a una por proyectos.
2. Invoca el cambio de democracia representativa a protagónica, estableciendo las acciones
para una participación más activa de la población en todos los espacios políticos del país,
donde predomine la participación del Poder Popular como hecho histórico necesario para
la República.
3. Crea bases sólidas para el crecimiento y desarrollo nacional, con una visión de largo
plazo, para establecer la dirección y la profundidad de los cambios requeridos en todos los
ámbitos de la Nación.
4. Se plantean diversas acciones y políticas que lo constituyen en un proyecto novedoso y
alternativo, donde se consolidan las bases principistas y políticas para la interacción
dinámica de todos los factores a intervenir en el desarrollo armonioso y sustentable de
Venezuela.
8
En el Plan de Desarrollo Económico y Social 2007–2013, se establecen siete directrices
generales para orientar a Venezuela hacia la construcción del Socialismo del Siglo XXI, éstas a
su vez desagregan sus acciones en 34 objetivos, 59 estrategias y 222 políticas. Las siete
Directrices de este plan, están conceptualizadas como se describe a continuación:
Nueva Ética Socialista: Propone la refundación de la Nación Venezolana, la cual hunde sus
raíces en la fusión de los valores y principios más avanzados de las corrientes humanistas del
socialismo y de la herencia histórica del pensamiento de Simón Bolívar.
Suprema Felicidad Social: A partir de la construcción de una estructura social incluyente, un
nuevo modelo social, productivo, humanista y endógeno, se persigue que todos vivamos en
similares condiciones, rumbo a lo que decía El Libertador: “La Suprema Felicidad Social”.
Democracia Protagónica Revolucionaria: Para esta nueva fase de la Revolución Bolivariana se
consolidará la organización social, de manera tal de transformar su debilidad individual en fuerza
colectiva, reforzando la independencia, la libertad y el poder originario del individuo.
Modelo Productivo Socialista: Con el fin de lograr trabajo con significado, se buscará la
eliminación de su división social, de su estructura jerárquica y de la disyuntiva entre la
satisfacción de las necesidades humanas y la producción de riqueza subordinada a la
reproducción del capital.
Nueva Geopolítica Nacional: La modificación de la estructura socio-territorial de Venezuela
persigue la articulación interna del modelo productivo, a través de un desarrollo territorial
desconcentrado, definido por ejes integradores, regiones programa, un sistema de ciudades
interconectadas y un ambiente sustentable.
Venezuela: Potencia Energética Mundial: El acervo energético del país posibilita una estrategia
que combina el uso soberano del recurso con la integración regional y mundial. El petróleo
continuará siendo decisivo para la captación de recursos del exterior, la generación de
inversiones productivas internas, la satisfacción de las propias necesidades de energía y la
consolidación del Modelo Productivo Socialista.
Nueva Geopolítica Internacional: La construcción de un mundo multipolar implica la creación de
nuevos polos de poder que representen el quiebre de la hegemonía unipolar, en la búsqueda de
9
la justicia social, la solidaridad y las garantías de paz, bajo la profundización del diálogo fraterno
entre los pueblos, su autodeterminación y el respeto de las libertades de pensamiento.
Alineación de PDVSA en relación a las siete Directrices Generales que establece el PDESN
2007 – 2013.
PDVSA, como institución generadora de recursos para el Estado, debe necesariamente alinear
sus actividades al Plan de Desarrollo Económico y Social de la Nación. Seguidamente, se
presentan las directrices generales, estrategias y políticas que se encuentran en sintonía con las
actividades de la principal industria del país:
1ra. Directriz: Nueva Ética Socialista
Estrategias Políticas Actividades de PDVSA Rescatar valores como la solidaridad humana.
Promueve los nuevos valores y rol socialista de la Corporación, a todos los niveles jerárquicos. Transformar la sociedad material y
espiritualmente. Nueva ética del hecho público: El ciudadano como parte del Estado y corresponsable de la vida pública.
Incentiva la conformación del pensamiento socialista y la construcción del socialismo del siglo XXI.
2da. Directriz: Suprema Felicidad Social
Estrategias Políticas Actividades de PDVSA Superar la pobreza y atender integralmente a la población en situación de extrema pobreza y máxima exclusión social.
Fortalecer la accesibilidad a los alimentos.
Crea PDVSA Agrícola y PDVAL como mecanismos para alcanzar la plena soberanía alimentaria. Compra de Lácteos Los Andes, Industrias Diana, Indugram y otras empresas agroalimentarias.
Garantizar una seguridad social universal y solidaria y los mecanismos institucionales del mercado de trabajo.
Apoyar la organización y la participación de los trabajadores en la gestión de las empresas.
Promueve la creación de las Empresas de Propiedad Social (EPS), en adición al fortalecimiento del modelo cooperativista.
Garantizar la administración de la biosfera para producir beneficios sustentables.
Propiciar la recuperación de áreas naturales.
Recuperación de lugares públicos tales como: parques, plazas y áreas verdes para el disfrute de la familia a través del Centro de Arte La Estancia.
3ra. Directriz: Democracia Protagónica Revolucionaria
Estrategias Políticas Actividades de PDVSA Fomentar la capacidad de toma de decisiones de la población.
Difundir experiencias organizativas comunitarias.
Promueve, coopera y apoya la creación de EPS en todos los sectores productivos del país.
Ofrecer formación para su mejoramiento.
Diseña políticas para la detección de necesidades de aprendizaje, incorporando al trabajador a procesos de formación. Construir una nueva ética del
servidor público. Cambiar la cultura actual del servidor público.
Impulsa la interacción entre el trabajador y las comunidades, eliminando la perspectiva excluyente PDVSA–Sociedad.
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4ta. Directriz: Modelo Productivo Socialista
Estrategias Políticas Actividades de PDVSA Mejorar sustancialmente la distribución de la riqueza y el ingreso.
Mejorar el poder adquisitivo y el nivel económico de las familias de ingresos bajos y medios.
Apoya económicamente a Misiones y Cooperativas de trabajo, para garantizar ingresos dignos a familias históricamente excluidas.
Fortalecer los mecanismos de creación y desarrollo de EPS y de redes en la Economía Social.
Apalanca e incentiva la constitución, desarrollo y participación de las Empresas de Propiedad Social en las actividades económicas del sector hidrocarburos.
Fortalecer la sostenibilidad de la Economía Social.
A través de los diferentes aportes de la industria a la Nación, tales como Regalías, ISLR y FONDEN, el país recibe ingresos para financiar distintos proyectos.
Expandir la Economía Social cambiando el modelo de apropiación y distribución de excedentes.
Transformar empresas del Estado en EPS.
PDVSA migró de una empresa con visión netamente capitalista a la principal Empresa de Propiedad Social del país.
Concentrar esfuerzos en las cadenas productivas con ventajas comparativas.
Desarrolla proyectos aguas abajo de la industria, para impulsar la cadena de valor de nuestros hidrocarburos.
Fortalecer los sectores nacionales de manufactura y otros servicios.
Promover el aumento de la productividad.
Adelanta convenios con industriales venezolanos para sustituir importaciones de algunos productos que pueden fabricarse en el país.
Rescatar y ampliar la infraestructura para el medio rural y la producción.
Ampliar y mantener la vialidad, transporte y conservación.
Invierte a través del Plan de Asfaltado Nacional, recursos en la pavimentación de vías a lo largo de la geografía nacional.
5ta. Directriz: Nueva Geopolítica Nacional
Estrategias Políticas Actividades de PDVSA Integrar y desarrollar el territorio nacional a través de ejes y regiones.
Dinamizar las regiones con base en complementariedades y articulación de espacios productivos.
El Plan Siembra Petrolera contempla participar en el desarrollo del Eje Norte Llanero, así como también inversiones en comunidades y ciudades adyacentes a los centros de producción.
Mejorar el hábitat de los principales centros urbanos.
Rehabilitar áreas centrales deterioradas.
PDVSA, a través del Centro de Arte La Estancia, ha recuperado áreas de esparcimiento para el disfrute y recreación de la ciudadanía.
Conservar y preservar ambientes naturales.
Recuperar y mejorar los principales lagos y sus afluentes.
Actualmente adelanta proyectos de recuperación de los lagos de Maracaibo y Valencia.
Ajustar el metabolismo urbano disminuyendo la carga sobre el ambiente.
Promover una ciudad energéticamente eficiente.
En el año 2006 se lanzó la Misión Revolución Energética con el fin de promover el ahorro de la energía eléctrica en el país.
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6ta Directriz: Venezuela: Potencia Energética Mundial
Estrategias Políticas Actividades de PDVSA Potenciar e incrementar la capacidad de producción de los hidrocarburos.
Planifica el aumento volumétrico como principal meta del Plan Siembra Petrolera 2009–2021.
Aumentar la capacidad de refinación de petróleo.
Contempla la construcción de las tres nuevas refinerías, con las que se estima aumentar en 700 mil barriles diarios la capacidad de procesamiento.
Desarrollar la industria de gas natural libre.
Desarrolla proyectos costa afuera con el fin de aumentar el potencial gasífero del país.
Asegurar la soberanía en el negocio de los hidrocarburos.
Migración de los Convenios Operativos a Empresas Mixtas, con mayoría accionaría para el país, y nacionalización de las asociaciones estratégicas de la Faja Petrolífera del Orinoco.
Profundizar la internalización de los hidrocarburos.
Consolidar la red interna de distribución de hidrocarburos líquidos y sus derivados.
Desarrollo de una serie de proyectos para la construcción de gasoductos y poliductos, para mejorar la infraestructura de distribución de hidrocarburos líquidos y gaseosos.
Promover el uso racional y eficiente de la energía.
Racionalizar el consumo de energía. Desarrollo del proyecto de Gas Natural de Vehículos en el país, para desviar hacia el mercado internacional hidrocarburos líquidos, el combustible ahorrado, obteniendo de esta forma mayores ingresos para la Nación.
Profundizar la política de maximización de la captación de la renta petrolera en todas las fases del proceso.
Fortalecer la contribución fiscal en la industria de los hidrocarburos.
Con la aprobación de la Ley de Hidrocarburos Líquidos de 2001, y sus posteriores reformas se pasó de 1% a 33% la tasa de regalías, así como la creación de otros impuestos.
Desarrollar proyectos petroleros, gasíferos y petroquímicos ambientalmente sustentables.
Minimiza el impacto ambiental de todos los proyectos que actualmente adelanta.
Preservar y mejorar el ambiente y la calidad de vida de las comunidades afectadas por la utilización de los hidrocarburos, como fuente de energía.
Mejorar las condiciones de vida de los centros poblados adyacentes a las actividades del sector.
No concibe el desarrollo económico de la empresa sin el desarrollo social de las comunidades donde se ejecutan proyectos.
Desarrollar las alianzas estratégicas en el contexto de la integración regional.
Creación del Alba, Petrosur y Petrocaribe como mecanismos de cooperación e integración energética en la región.
Fortalecer la integración latinoamericana y caribeña.
Consolidar las alianzas con Estados de las áreas de interés estratégico.
Adelanta convenios de cooperación con diferentes países procurando la diversificación de sus mercados.
Privilegiar la inversión en investigación y desarrollo tecnológico en materia de hidrocarburos y energía eléctrica.
Apoyar la investigación para mejorar la producción, transformación y distribución de hidrocarburos y energía eléctrica.
A través de su filial Intevep, actualmente desarrolla una serie de proyectos, tales como la tecnología HDH para el tratamiento de crudo extrapesado, método 100% venezolano.
7ma. Directriz: Nueva Geopolítica Internacional
Estrategias Políticas Actividades de PDVSA Construir la institucionalidad de un nuevo orden de integración financiera y el establecimiento del comercio justo.
Impulsar nuevos esquemas de cooperación económica y financiera para el apalancamiento del desarrollo integral y el establecimiento del comercio justo.
Crea condiciones especiales de financiamiento dentro de las iniciativas del Alba, Petrocaribe y Petrosur, con lo cual se potencia la inversión social en los países miembros, al flexibilizarse los esquemas de pago.
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3. Plan Siembra Petrolera
El Plan Siembra Petrolera (PSP) es un plan inédito en la historia del país. Sugiere inversiones y
proyectos de infraestructura, con impactos económicos y sociales sin precedentes.
Características
• Las directrices del PSP se desarrollan a partir de las del PDESN 2007-2013, el cual
establece sus premisas y restricciones.
• El PSP permite la integración de todas las iniciativas, actividades y proyectos dentro de un
único propósito.
Alcance
- Fortalecer e impulsar el desarrollo tecnológico de la industria de los hidrocarburos.
- Maximizar el impacto de los proyectos de inversión en el desarrollo social integral.
- Potenciar el equilibrio territorial de la infraestructura de producción, manejo y procesamiento de
hidrocarburos.
- Satisfacer el mercado interno del gas, potenciando el desarrollo de la producción aguas abajo.
- Minimizar los costos de inversión y de operación mediante el incremento de la eficiencia de los
procesos.
- Alcanzar el nivel óptimo de financiamiento resguardando los intereses y la soberanía de la
Nación sobre su industria petrolera.
- Maximizar las iniciativas de seguridad, higiene y ambiente.
Impacto del Plan Siembra Petrolera en lo económico, político y social
- Incremento de las reservas de crudo en 186 MMMBLS de la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO)
para alcanzar la meta de 235 MMMBLS, cifra que nos ubicará como el país con mayores
reservas de crudo en el mundo.
13
- Procesar nuestro tipo de crudo “Merey 16” en las refinerías de El Palito y Puerto La Cruz a
través de un proceso de conversión profunda.
- Adecuación de la infraestructura para producir hasta 6,0 MMBD de crudo en el 2021.
- Definición de un modelo de mejoramiento de crudo extrapesado para la Faja Petrolífera del
Orinoco.
- Colocar 1,1 MMBD crudo en Asia (China, India y otros) y 0,2 MMBD en Europa e intercambio
con África (Argelia, Sudán y Refinación y almacenamiento en Sudáfrica).
- Incremento a 370 MBD de la capacidad de refinación en Latinoamérica y el Caribe.
- Mantener la exportación de 900 MBD de crudo y 600 MBD de productos a Norteamérica.
- Inversión de 33.800 millones de dólares en el Eje Apure-Orinoco al año 2013.
- Alcanzar cero déficit de gas a partir del año 2010, garantizando gas para el sector eléctrico y
para el desarrollo petroquímico.
- Generación de más de 30.000 empleos directos y 90.000 indirectos permanentes.
- Inversión cercana a los 246.000 millones de dólares durante el período 2009–2021.
II. ÁREAS DE DESEMPEÑO
1. Resultados Econômicos
1.1. Estados Consolidados de Resultados
Con base en la responsabilidad social de PDVSA, establecida en la Constitución, en la Ley y en
sus Estatutos, la Compañía emplea una porción significativa de sus ganancias, al financiamiento
de Proyectos, planes y programas de interés social, y al apoyo a las diferentes misiones sociales
impulsadas por el Ejecutivo Nacional.
14
A partir del año 2003, con la derrota del golpe de Estado contra el Gobierno Bolivariano, en abril
de 2002, y del Sabotaje Petrolero de finales del 2002 y comienzos de 2003, PDVSA comenzó a
profundizar estos aportes, en beneficio del Pueblo.
En la Sección 7 de este informe, se presenta mayor información y detalles sobre los proyectos y
programas sociales financiados con aportes de PDVSA.
A continuación se presenta el cuadro de los Estados Consolidados de Resultados por los años
terminados al 31 de diciembre de 2008, 2007, 2006, 2005, 2004, 2003, 2002 y 2001.
Estos estados consolidados de resultados, junto con el resto de los estados financieros, sus
notas revelatorias y el dictamen de los contadores públicos independientes, se publican por
separados y pueden ser obtenidos a través de la página Web de PDVSA (www.pdvsa.com)
2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001
Total Ingresos 126.364 96.242 99.252 82.915 62.242 46.210 42.312 45.786
Total Costos y Gastos Operacionales 99.483 71.823 78.290 64.775 50.965 41.745 37.937 38.254
Otros Ingresos 1.151 1.373 2.552 1.074 938 379 268 464
Aportes y Contribuciones para el Desarrollo Social
Aportes para el Desarrollo Social 2.326 7.341 13.784 6.909 1.242 249 14 34
Contribuciones al FONDEN 12.407 6.761 6.855 1.525 - - - -
MMUS$
Comentarios sobre los Principales Indicadores
• Ingresos Totales El aumento de los ingresos totales de PDVSA fue de 30.122 millones de dólares, 31% por encima
de los ingresos del año 2007 pasando de 96.242 millones de dólares en 2007 a 126.364 millones
de dólares en el año 2008, debido al efecto del aumento de los precios del petróleo.
2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001
Ingresos Totales 126.364
96.242
99.252
82.915
62.242
46.210
42.312
45.786
Gastos de Operación 22.385
14.958
14.779
14.034
13.181
9.659
9.110
10.882
Aportes y Contribuciones para el Desarrollo Social
Aportes para el Desarrollo Social 2.326
7.341
13.784
6.909
1.242
249
14-
-
34
Contribuciones al FONDEN 12.407
6.761
-
-
-
-
-
-
Total Activos 131.176
106.894
80.529
70.365
61.847
55.935
54.137
55.960
Patrimonio 70.874
56.062
53.103
47.095
41.929
38.095
37.433
36.697
Total Pasivos 60.302
50.832
27.426
23.270
19.918
17.840
16.704
19.263
MMUS$
15
• Gastos de Operación El costo de operación para el año 2008 cerró con un saldo de 22.385 millones de dólares,
mientras que para el año 2007 se ubicó en 14.958 millones de dólares, lo que representa un
incremento de 7.427 millones de dólares. Este aumento se debe principalmente al incremento de
la fuerza laboral, en especial con la absorción de los trabajadores de las empresas mixtas de la
Faja Petrolífera del Orinoco; mayor consumo de materiales en las áreas operacionales y de
seguridad, aunado al impacto inflacionario del 31%; incremento en las tarifas de contratos
operacionales como son equipos de perforación, izamiento, transporte, remolcadores, entre otros
y el aumento de las primas de seguros. Otros factores a considerar, fueron el aumento de los
costos de las empresas mixtas de la Faja Petrolífera del Orinoco con un gasto registrado de
2.030 millones de dólares en 2008 vs. 492 millones de dólares en 2007, y mayores gastos de
refinación debido al incremento de los insumos a proceso asociado al alza de los costos de estos
insumos.
• Aportes y Contribuciones para el Desarrollo Social
Este aporte se ubicó en 14.733 millones de dólares, un incremento de 631 millones de dólares
con respecto a la cifra del año 2007 de 14.102 millones de dólares. De los cuales 2.326 millones
de dólares corresponden a los Aportes de PDVSA para el desarrollo social y 12.407 millones
dólares correspondientes al FONDEN.
• Total Activos Al 31 de diciembre de 2008, los activos totales alcanzaron un saldo de 131.832 millones de dólares,
lo que representa un incremento de 24.938 millones de dólares (23%) con respecto al 31 de
diciembre de 2007, fecha en que se ubicaban en 106.894 millones de dólares. Las variaciones se
deben principalmente al incremento en 20.574 millones de dólares por programas de inversión para
trabajos de perforación, mantenimiento mayor, sistemas eléctricos, tendidos de tuberías,
reacondicionamiento y adecuación de pozos, así como ampliación e infraestructura, destinados a
mantener la capacidad de producción y adecuar las instalaciones a los niveles de producción
establecidos en el plan de negocios de la corporación. Adicionalmente, durante el año 2008, la
Corporación incorporó activos por un monto de 1.421 millones de dólares correspondientes a la
compra del 22% adicional del porcentaje de participación a SINCOR, los cuales se presentan
formando parte de las incorporaciones del año. Como resultado del proceso de migración a
empresas mixtas de los convenios de asociación de la FPO; así como también de los convenios de
16
exploración a riesgo y ganancias compartidas, durante el año 2008, la Corporación incrementó sus
activos por un valor neto de 5.855 millones de dólares.
• Patrimonio Al 31 de diciembre de 2008, el patrimonio presentó un saldo de 71.513 millones de dólares,
mostrando un incremento de 15.451 millones de dólares (28%) con respecto al 31 de diciembre de
2007 que presentó un saldo de 56.062 millones de dólares. Este incrementó se originó,
principalmente por: el aumento de las utilidades no distribuidas; por 9.413 millones de dólares
producto de la ganancia neta del año y por el aporte adicional del accionista de 8.966 millones de
dólares, el cual está compuesto por activos y pasivos incorporados durante el proceso de
migración a empresas mixtas de los convenios de la FPO; así como de los convenios de
exploración a riesgo y ganancias compartidas, siguiendo instrucciones del Ejecutivo Nacional a
través del MENPET y la Asamblea Nacional de Venezuela.
Asimismo, PDVSA decretó un dividendo a favor de la República Bolivariana de Venezuela, como
único accionista, por 2.000 millones de dólares, de acuerdo con el acta de la Primera Asamblea
Ordinaria de Accionistas del año 2008.
Al cierre del ejercicio económico del año 2008 y 2007, PDVSA muestra en su patrimonio un
superávit en las ganancias no distribuidas de 1.274 millones de dólares y 4.150 millones de
dólares, respectivamente, tal y como se muestra en el siguiente cuadro:
Composición/Detalle del Patrimonio de PDVSA
MMUS$ 2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 2000 1999
Capital Social 39.094 39.094 39.094 39.094 39.094 39.094 39.094 39.094 39.094 39.094
Utilidades Retenidas:
Reservas Legales y Otras 14.677 6.952 8.860 8.825 8.662 8.706 8.046 8.843 8.133 7.557
Ganancias (Pérdidas) Retenidas 1.876 4.150 (471) (905) (5.894) (9.798) (9.821) (11.407) (9.171) (13.931)
Total Utilidades Retenidas 16.553 11.102 8.389 7.920 2.768 (1.092) (1.775) (2.564) (1.038) (6.374)
Aporte Adicional 7.828 3.010 3.233 - - - - - - -
Total Patrimonio del Accionista 63.475 53.206 50.716 47.014 41.862 38.002 37.319 36.530 38.056 32.720
Intereses Minoritarios 8.038 2.856 2.387 81 67 - - - - -
Total Patrimonio 71.513 56.062 53.103 47.095 41.929 38.002 37.319 36.530 38.056 32.720
17
• Total Pasivos
Al 31 de diciembre de 2008, los pasivos totales alcanzaron un saldo de 60.319 millones de
dólares, lo que representa un incremento de 9.487 millones de dólares (19%) con respecto al 31
de diciembre de 2007, fecha en que se ubicaban en 50.832 millones de dólares. Las variaciones
se deben principalmente a cuentas por pagar a entidades relacionadas, acumulación para
obligaciones por retiro de activos, anticipo convenios de suministro, acumulaciones contratistas,
beneficios a los empleados y otros beneficios post-retiro.
2. Ambiente
La nueva PDVSA, orienta sus acciones hacia el rescate de posturas ético-ambientales y
humanistas, la integración de valores socialistas y la reivindicación de la capacidad
transformadora de la sociedad a partir del uso del petróleo como instrumento al servicio del
desarrollo de los pueblos.
Es fundamental precisar que, en la nueva PDVSA, la gestión ambiental se enmarca en el proceso
de construcción del socialismo ecológico que el pueblo venezolano ha asumido como camino,
bajo la conducción de nuestro Comandante-Presidente Hugo Chávez Frías, orientado a la
satisfacción de las necesidades humanas, dejando atrás a la sociedad basada en el consumo,
responsable de la pobreza, el deterioro ambiental y las guerras de dominación.
La política ambiental y de higiene ocupacional de PDVSA se refleja en las Líneas Estratégicas
que se desarrollan a continuación y que orientan el accionar de la Corporación, todo ello en el
marco de la Constitución, El Plan Económico y Social de la Nación y el Plan Siembra Petrolera:
• Compromiso con la política ambiental, de seguridad y salud en el trabajo del Estado
Venezolano
• Cultivo de valores ético ambientales para la construcción del socialismo ecológico.
• Participación colectiva para lograr condiciones y ambientes de trabajo controlados.
• Saldar la deuda ambiental.
• Operaciones y proyectos con mínimo impacto ambiental y ocupacional.
2.1. Líneas Estratégicas Referidas a la Política Ambiental
2.1.1 Compromiso con la política ambiental de seguridad y salud en el trabajo del Estado venezolano
18
La nueva PDVSA ha definido una extensa agenda de trabajo con los Ministerios del Poder
Popular para el Ambiente, Energía y Petróleo, Trabajo y Seguridad Social, así como sus
organismos adscritos, mediante la implementación de un conjunto de acciones, a saber:
• Mesas de trabajo.
• Convenios.
• Reuniones periódicas de balance.
• Programas de formación y capacitación conjuntos
• Convenios Interinstitucionales.
En la actualidad se adelantan las mesas de trabajo de la Faja Petrolífera del Orinoco, refinación,
áreas tradicionales y costa afuera, con los Ministerios del Poder Popular para el Ambiente y
Energía y Petróleo, y se adelanta una extensa agenda de trabajo a través del Instituto Nacional
de Prevención, Salud y Seguridad Laborales (INPSASEL), con el Ministerio del Poder Popular
para el Trabajo y Seguridad Social.
Un producto de estos mecanismos de articulación y coordinación es el nuevo Convenio Marco
entre la Corporación y el Ministerio del Poder Popular para el Ambiente, el cual prevé
mecanismos más ágiles de ejecución, lo que permitirá una efectiva cooperación entre ambas
instituciones.
2.1.2. Cultivo de valores éticos y ambientales para la construcción del socialismo ecológico
La nueva gestión ambiental de PDVSA se enfoca hacia la construcción del socialismo ecológico,
la democracia participativa y protagónica para garantizar un ambiente sano en el presente y a las
generaciones futuras. Ello sólo será posible desde una nueva ética ecosocialista que se oponga
radicalmente a la lógica destructora de la rentabilidad capitalista y del mercado total que
considera al ambiente como una mercancía.
En este sentido, es importante que el colectivo petrolero y comunidades aledañas, establezcan
una nueva relación con su ambiente a partir de procesos que contribuyan al establecimiento de
un nuevo paradigma de la producción y la distribución, fundado en la consideración de las
necesidades sociales, en particular la de vivir en un medio natural no degradado por la
intervención humana, al mismo tiempo que se estimulan procesos de redistribución de la riqueza,
sobre la base de un desarrollo común de los recursos que rechaza la mercantilización del
ambiente y que encuentra la inspiración moral de su rebelión y de sus propuestas, en una ética
19
de la solidaridad inspirada en valores sociales y ecológicos, que finalmente aboguen por una
cultura de la vida.
En correspondencia con lo anterior, PDVSA viene desarrollando un conjunto de acciones, con el
propósito de elevar los niveles de conciencia del colectivo petrolero y comunidades vecinas en la
visión de lo ambiental y ocupacional como un hecho político, mostrando de manera abierta cómo
la relación con la naturaleza está determinada a través de la historia por los modos de trabajo y
de producción. Tales acciones son:
• Desarrollo de módulos ambientales y de higiene ocupacional para la formación básica de
los trabajadores y trabajadoras.
• Celebración de jornadas permanentes de discusión político/ambiental y de higiene
ocupacional.
• Programa de difusión y divulgación ambiental y de higiene ocupacional que apunte a
cambios de conducta hacia una cultura ecosocialista y preventiva.
En este sentido, se impulsa la red de educación ambiental, como un instrumento para la
promoción y la consolidación de la educación ambiental en el seno de PDVSA y en su entorno
socio-comunitario, la cual está constituida por 647 integrantes, que representan a diferentes
áreas, filiales y negocios. Con apoyo de la red se desarrollaron diferentes actividades (talleres,
eventos, proyectos y jornadas de difusión) que junto a otras instancias de la Corporación,
permitieron la participación (directa e indirecta) de 92.414 personas entre 2006-2008, período en
el que se invirtió un total de 1 millón 471 mil 360 dólares.
Relación de actividades e inversión en materia de educación ambiental (2006 – 2008)
Trabajadores/organizaciones/participantes externos
Inversión (US$) Actividades
Total % Total %
Talleres de formación ambiental 10.617 11 397.720,93 27
Eventos ambientales (Charlas, mesas técnicas, jornadas y visitas de campo)
46.884 51 449.666,97 31
royectos y estrategias ambientales 6.145 7 411.514,88 28
Jornadas de difusión 28.768 31 212.457,20 14
Total 92.414 100 1.471.359,98 100
20
Fuente: Gerencia Corporativa de Ambiente e Higiene Ocupacional Año: 2008
2.1.3. Participación colectiva para ambientes de trabajo controlados
En todos los procesos donde PDVSA desarrolla una actividad, sus trabajadores y trabajadoras
pueden estar expuestos a una diversidad de riesgos ocupacionales denominados por el
INPSASEL “procesos peligrosos”.
La gestión de higiene ocupacional se fundamenta en la anticipación, identificación, evaluación y
control de factores de riesgos físicos, químicos, biológicos, meteorológicos, psicosociales,
condiciones disergonómicas y de los procesos peligrosos que puedan estar presentes en los
ambientes y puestos de trabajo de áreas operativas y administrativas.
En la actualidad, como consecuencia de la promulgación de la Ley Orgánica de Prevención,
Condiciones y Medio Ambiente de Trabajo (LOPCYMAT) y como expresión del compromiso de
PDVSA en fortalecer la participación del colectivo petrolero, se cuenta con instancias de consulta
y participación, como son los comités de seguridad y salud laboral y los delegados y delegadas
de prevención e instancias prestadoras de servicios de seguridad y salud del trabajo. Éstas
representan la posibilidad de darle un orden a la gestión de los procesos peligrosos, así como
priorizar las actividades. Algunos resultados obtenidos son:
• 94,4% de cumplimiento en materia de elección de delegados de prevención (1.700 de
1.800 previstos).
• 84,2% de cumplimiento en la realización de auditorías de higiene ocupacional (593 de 704
programadas).
• Elaboración de 10 normas en Higiene Ocupacional, a saber:
o Guía de identificación de peligros, evaluación y control de riesgos.
o Programa de saneamiento básico industrial.
o Auditorías técnicas de Higiene Ocupacional.
o Procedimientos para la investigación de enfermedades ocupacionales.
o Servicio de seguridad y salud en el trabajo.
o Evaluación de factores de riesgo de carga física.
o Guía para evaluaciones técnicas de Higiene Ocupacional internegocios, áreas o
filiales.
21
o Comités de seguridad y salud laboral.
o Guía para la manipulación de alimentos.
o Programa de seguridad y salud en el trabajo.
• En 565 proyectos del Plan Siembra Petrolera, se consideró la variable de Higiene
Ocupacional, lo que consolida la incorporación de buenas prácticas desde la etapa de
visualización hasta el desmantelamiento de la instalación.
Programa de Formación de Talento Humano en Higiene Ocupacional
Según lo establecido por la Organización Mundial de la Salud (OMS) y la Organización
Panamericana de la Salud (OPS), para que un programa en Higiene Ocupacional sea eficaz y
eficiente, debe contener un componente de formación teórica y de trabajo que incluyan visitas a
locales de trabajo y la realización de seminarios multidisciplinarios, con el fin de interactuar con
otros profesionales.
En este contexto, PDVSA, a través de la Gerencia de Higiene Ocupacional, desarrolló en
conjunto con la Universidad Bolivariana de Venezuela (UBV), un currículo que combina teoría y
práctica y aseguró la disponibilidad de los recursos necesarios, tanto en términos de profesorado
(calidad-cantidad), como infraestructura (aulas, equipos, laboratorios, transporte, acceso a la
información, entre otros). Con este convenio se formaron 26 profesionales como especialistas en
higiene ocupacional durante 2008 y 23 empleados más están en proceso de formación. Es
importante resaltar que, en el contexto de la Corporación, de un total de 540.851 horas de labor
en formación, en la actualidad, 9% incorpora la variable de higiene ocupacional.
Prevención de los Procesos Peligrosos
Los procesos peligrosos son manifestaciones de los componentes del proceso de trabajo que,
bajo ciertas circunstancias, pueden ser nocivos para la salud de los trabajadores y trabajadoras.
Estas manifestaciones son un conjunto de factores de riesgo cuya interacción aumenta la
probabilidad de ocurrencia de accidentes, puede agravar sus consecuencias o producir a largo
plazo enfermedades ocupacionales. Algunos resultados al respecto son:
• El total de los riesgos ocupacionales identificados en las instalaciones fue de 2.743, de los
cuales, se han evaluado 2.184, para 79,6% de cumplimiento.
• Se invirtió la cantidad de 2 millones de dólares en sistemas de control de factores de
riesgos ocupacionales, lo que representa 77% de los controles programados.
22
• La totalidad de los trabajadores discapacitados, tienen puestos de trabajo adecuados por
tipo y naturaleza de discapacidad.
2.1.4. Saldar la deuda ambiental
La historia de la industria petrolera en nuestro país estuvo mucho tiempo caracterizada por un
exclusivo enfoque en la volumetría, sin considerar otros factores; de esta experiencia se hereda
una deuda ambiental, que hoy, el Estado revolucionario reconoce y atiende.
En este sentido, la nueva PDVSA ha asumido la deuda ambiental dejada en nuestros campos por
más de 100 años de actividad petrolera; deuda generada por operaciones de empresas
internacionales y que la mal llamada nacionalización no consideró en las negociaciones de
transferencia al Estado venezolano.
Es por ello que, en el marco del Plan Siembra Petrolera, se asumió el saneamiento de tales
pasivos ambientales. Con esa orientación, se han tomado una serie de acciones, a saber:
Constitución de la reserva económica de pasivos ambientales
La constitución de la reserva económica de pasivos ambientales establece la previsión de los
recursos necesarios para la ejecución de los proyectos de saneamiento de pasivos ambientales
en las áreas, negocios y filiales de PDVSA sin afectar provisiones operacionales.
Detalle de los Pasivos Ambientales al 31 de diciembre 2008 (MMUS$)
Filial GRUPO I GRUPO II GRUPO III GRUPO IV GRUPO VPlan
TecnológicoTotal al cierre 01-12-
2008
EyP Oriente 238,528 17,842 33,204 6,195 0,930 1,275 297,974
EyP Occidente 419,411 30,014 61,395 9,033 0,930 1,030 521,813
EyP Centro Sur 7,858 0,376 3,922 1,719 0,536 0,335 14,746
CRP 3,198 72,321 0,930 5,990 0,381 0,890 83,709
Refinación Oriente 21,024 5,994 4,052 1,505 0,148 0,922 33,643
RELP 83,082 15,208 3,323 1,437 0,930 0,526 104,507
Distribución 60,532 0,000 0,000 2,313 0,698 0,291 63,833
Total PDVSA Petróleo, S.A833,633 141,754 106,826 28,190 4,553 5,269 1.120,226
Gas 386,193 0,698 30,930 1,628 0,698 0,708 420,854
CVP 1,624 0,367 0,000 0,000 0,000 0,000 1,991
Intevep 0,084 1,219 0,000 0,000 0,348 0,000 1,651
Deltaven 0,000 11,628 0,000 2,326 0,000 0,302 14,256
Filiales 387,901 13,951 30,930 3,953 1,046 1,010 438,751
Total 2008-2012 1.221,533 155,706 137,757 32,144 5,599 6,279 1.558,977290
Grupos de Pasivos
I. Fosas, lodos y crudos fuera de especificación
II. Materiales y Desechos Peligrosos, III. Instalaciones y equipos abandonados y a desmantelar, IV. Area impactadas por actividades petroleras (suelos, agua, vegetacion, ABRAE’s, V. Fuentes radiactivas en desuso
DETALLE DE LOS PASIVOS AMBIENTALES Y CORRIENTE DE DESECHO
al 31-12-2008 EXPRESADOS EN MILLONES DE DÓLARES (MMUSD$)
Fuente: Gerencia Corporativa de Ambiente e Higiene Ocupacional
23
Año: 2008
Distribución de la reserva de pasivos ambientales por negocios y filiales.
0,00
100.000.000,00
200.000.000,00
300.000.000,00
400.000.000,00
500.000.000,00
600.000.000,00
EyP Occidente
GAS (Anaco y
Metano)
EyP Oriente
Refinería Palito
CRP
Distribución
Refinería Pto. La
Cruz
EyP Centro Sur
Deltaven
Plan Tecnológico
INTEVEP CVP
INTEVEP
Refinería San Roque
Reserva de Pasivos Ambientales según Negocios y Filiales a Diciembre 2008 (USD$)
Total de la Reserva a Dic. 2008 1.558.977.289,77 USD$
Fuente: Gerencia Corporativa de Ambiente e Higiene Ocupacional. Año: 2008
Sistema de clasificación de pasivos ambientales
Define un sistema de clasificación de los pasivos ambientales, que permite unificar criterios de
gestión y evaluar desempeños por área, negocio y filial.
Clasificación de pasivos ambientales. PDVSA 2008.
Grupos de Pasivos Tipos de Pasivos por Grupo Fosas de hidrocarburos
Centros de acopio de ripios abandonados
Sitios temporales de disposición de lodos
Material petrolizado apilado Préstamos contaminados con hidrocarburos
Lodos petrolizados
Lodos con Tetraetilo de Plomo (TEP)
Lodos petroquímicos orgánicos, con bario, mercuriales y otros
Grupo I Fosas, lodos y crudos fuera de especificación
Crudos fuera de especificaciones
Químicos, trazadores y catalizadores gastados o vencidos Bifenilos policlorados (BPCs) y otros Contaminantes Orgánicos Persistentes (COPs)
Dispersantes gastados o vencidos
Asbesto Coque fuera de especificación Aceites y lubricantes usados Baterías Azufre fuera de especificaciones Tamices moleculares Antracita
Grupo II Materiales y Desechos Peligrosos
Arcillas, arenas, entre otros
24
Grupos de Pasivos Tipos de Pasivos por Grupo Instalaciones e Infraestructuras abandonadas y por desmantelar Pozos abandonados y por desmantelar Corredores de ductos abandonados y por desmantelar Equipos abandonados y por desmantelar Chatarras
Grupo III Instalaciones y Equipos Abandonados y por Desmantelar
Tanques de estaciones de servicios (E/S) propias, surtidores, bombas sumergibles y cisternas abandonadas y por desmantelar Lago de Maracaibo, Bahía Amuay, Bahía Pozuelo, Faja Petrolífera del Orinoco, ABRAE´s impactadas y región Costa Afuera Suelos contaminados por eventos operacionales Cuerpos de agua naturales, superficiales y subterráneos Suelo y subsuelo de sitios de almacenamiento temporal de materiales y desechos peligrosos sin protección Ecosistemas de sabana, morichales y ríos
Grupo IV Áreas impactadas por actividad petrolera (suelos, agua, vegetación, ABRAE’s)
Muelles, entre otros Grupo V Fuentes Radiactivas en desuso
Estos materiales/equipos requieren un tratamiento especial, por lo cual es necesaria la la capacitación del personal para apoyar su manejo y gestión.
Fuente: Gerencia Corporativa de Ambiente e Higiene Ocupacional Año: 2008
Inventario Global de Pasivos Ambientales
El inventario global ha permitido conocer la situación real de los pasivos ambientales de la
Corporación, por negocios y filiales, con la finalidad de realizar la distribución de los recursos
financieros asignados para los saneamientos; este proceso de inventario se completó en el año
2005 y ha sido objeto de actualizaciones permanentes, de ahí en adelante.
Programa de Evaluación de Tecnologías
Desarrollo del programa de evaluación de tecnologías para el saneamiento de los pasivos
ambientales, apuntando a una oferta de opciones tecnológicas propias, y en el caso de proyectos
con terceros, garantizando la transferencia tecnológica a PDVSA.
Normas y Procedimientos
Desarrollo de Normas y Procedimientos para el tratamiento contable interno de los pasivos
ambientales en PDVSA, así como la creación respectiva de la Guía de Administración de los
pasivos ambientales.
Evaluación del Proceso de Saneamiento de Fosas
El proceso de saneamiento de pasivos ambientales es objeto de un estricto seguimiento por parte
de las diferentes organizaciones involucradas. Los avances a la fecha se presentan a
continuación:
25
2.433
8.457
11335
63 44 185
1.761
0 309
2.692
10.906
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000NÚMERO DE FOSAS
EyP Oriente EyPOccidente
EyP Cto.Sur PDVSA -Gas
CVP TOTAL
NEGOCIO
AVANCE DEL PROCESO DE SANEAMIENTO DE FOSAS POR NEGOCIO
Fosas Saneadas al 2008 Fosas a Sanear al 2012
Fuente: Gerencia Corporativa de Ambiente e Higiene Ocupacional. Año: 2008
2.1.5. Operaciones y proyectos con mínimo impacto ambiental y ocupacional
PDVSA, comprometida con la conservación ambiental, ejecuta diferentes acciones en sus
procesos, en función de mejorar su desempeño en este aspecto. En el caso de nuevos proyectos
se hace hincapié en la consideración de las variables ambientales desde la etapa de
visualización, hasta la etapa de concreción de los proyectos.
Programa de Formación de Talento Humano en Materia Ambiental
La nueva PDVSA requiere un personal comprometido con el país y con el proceso político que en
él se adelanta, que a su vez disponga de herramientas técnicas necesarias para la construcción
del socialismo ecológico. En tal sentido, y bajo el convenio marco con la UBV, se adelanta el
programa de especialización: “Ambiente y Procesos Industriales”.
En el año 2008 comenzaron las actividades docentes, luego de recibir 180 solicitudes de
información sobre el Programa y 110 aplicaciones. Luego de la selección, se dio inicio a la
26
primera cohorte conformada por 46 profesionales de los diferentes negocios, filiales y empresas
mixtas. Este primer grupo culminará sus actividades académicas en noviembre de 2009.
Soporte Permanente en la Gestión Ambiental de los Negocios y Filiales
Investigación y Desarrollo de Tecnologías
En el año 2008 se hizo una inversión de 19,5 millones de dólares en el área de investigación y
desarrollo de tecnologías ambientales, orientados a nuevas metodologías de caracterización
ambiental, a saber:
• Inyección de bacterias para la mejora de productividad de pozos.
• Coprocesamiento térmico de ripios y sulfatreat.
• Inyección de ripios en pozos profundos.
• Disposición de agua de procesos en pozos.
• Electrocoagulación y ósmosis inversa para el tratamiento de las aguas de producción.
• Reutilización de ripios (< de 5% de aceite y grasa) como material de construcción de
macollas y vías de acceso.
• Mejoramiento de crudos en superficies.
• Gerencia de construcción y mejoramiento de pozos.
• Hidrotratamiento de aceites contaminados con bifenilos policlorados.
• Detección de fosas con hidrocarburos líquidos (open pits).
• Detección de derrames de crudos con sensores remotos.
• Aplicación de ósmosis inversa para la desmineralización parcial de aguas de producción
para fines agrícolas.
• Desarrollo de materiales adsorbentes para el tratamiento de aguas de producción.
• Tecnología endrill para el tratamiento de ripios de perforación.
• Tecnologías para el manejo de sulfatreat gastado.
• Recuperación de crudos en fosas.
• Biorremediación in situ de sedimentos marinos.
• Alternativas de manejo de ripios.
27
Distibución de investigación y desarrollo de tecnologías en materia ambiental
Pozos15%
Aguas20%
Sedimentos (Ripios)35%
Crudos10%
Fosas10%
Sist. Información10%
Fuente: Gerencia Corporativa de Ambiente e Higiene Ocupacional. Año: 2008
Adicionalmente, se vienen desarrollando mecanismos y sistemas de registros de información en
el área ambiental, tales como:
• Inventario y estandarización de Información Cartográfica.
• Sistema de Información Geográfica del Complejo Industrial Jose, Faja Petrolífera del
Orinoco y Proyecto Complejo Industrial Gran Mariscal de Ayacucho.
• Sistema de seguimiento de los hallazgos de las auditorías internas y externas,
inspecciones y supervisiones ambientales.
• SIMDEP: Sistema Integral de Manejo de Desechos de Exploración y Producción.
• SICDEPA: Sistema Integral de Corrientes de Desechos y Pasivos Ambientales.
Auditoría, Evaluaciones y Supervisiones Ambientales
Auditorías a empresas contratistas y subcontratistas
Con el fin de mejorar continuamente la gestión ambiental en las áreas operacionales, se
realizaron auditorías dirigidas a las empresas que prestan servicio a PDVSA. Durante el año
2008, se ejecutaron 170 auditorías con personal propio y 32 auditorías contratadas con terceros,
alcanzando 77,27% y 66,67% de ejecución, respectivamente, en relación con la planificación
inicial. Entre los logros más resaltantes se pueden mencionar los siguientes:
28
• Fortalecimiento de los planes de supervisión ambiental.
• Elaboración e implementación de planes de adecuación en instalaciones.
• Elaboración e implementación de planes de manejo de desechos por parte de las
empresas contratistas y subcontratistas.
• Reducción de los lapsos de entrega de los certificados de disposición por parte de la
empresa contratista.
Programa Corporativo de Auditorías Ambientales
Se diseñó e implementó desde el año 2006 un programa de auditorías dirigido a las áreas
operacionales de las filiales y negocios, como apoyo a la gestión que desarrollan en el campo
ambiental y en busca de la adecuación de las prácticas y operaciones que se llevan a cabo en las
instalaciones, cumpliendo con lo establecido en el marco regulatorio ambiental, en lo relativo al
manejo de desechos peligrosos y no peligrosos, emisiones atmosféricas, efluentes industriales,
supervisión ambiental, planes de contingencia, procedimientos administrativos y penales, registro
de eventos y nuevos proyectos, entre otros.
Desde su inicio hasta el año 2008, se han ejecutado 28 auditorías, habiéndose auditado cuatro
filiales y 65% de los negocios. El desarrollo de este programa ha permitido generar alertas
tempranas sobre los procesos y posibles afectaciones ambientales.
Seguimiento y Control
Se desarrollaron 41.047 inspecciones ambientales durante el período 2007-2008, lo que significó
97,12% de cumplimiento respecto a la planificación prevista, con el propósito de garantizar el
cumplimiento de la legislación ambiental nacional, fortalecer la cultura preventiva que contribuya
a evitar los posibles impactos sobre el ambiente y corregir las desviaciones detectadas en las
áreas operacionales.
Aplicación del Índice Integral de Ambiente
Para lograr una visión holística del estado de afectación del ambiente, PDVSA ha asumido el
diseño e instrumentación del Índice Integral de Ambiente, indicador estratégico creado con la
finalidad de evaluar cómo los procesos de la industria petrolera afectan al ambiente.
29
Entre los objetivos que se persiguen con la estimación del Índice se pueden destacar los
siguientes:
• Establecer un mecanismo de apoyo que permita evaluar la gestión ambiental en Petróleos
de Venezuela, de manera uniforme, sistemática y comparativa.
• Evaluar el impacto que pueden generar las operaciones petroleras sobre el ambiente.
• Evaluar el cumplimiento de la normativa ambiental.
Manejo adecuado de las corrientes de desechos
Desempeño ambiental
Para el período 2006-2008, PDVSA ha ejecutado un monto que asciende a 70 millones de
dólares, con el objeto de implementar las acciones para la gestión de sus corrientes de desechos,
que van desde la adecuación de los procesos de tratamiento de los efluentes industriales, el
control de las emisiones atmosféricas en sus fuentes fijas y el manejo seguro de los desechos
sólidos peligrosos y no peligrosos, hasta la generación de un cuerpo de normas técnicas de
PDVSA, para ajustar los niveles de descargas o emisión de sus corrientes de desechos, a los
requerimientos establecidos en la normativa legal vigente, con el propósito de minimizar los
posibles impactos negativos al ambiente, a la salud de las trabajadoras y los trabajadores, y las
comunidades de su entorno.
Manejo de efluentes
Desde el año 2006 se han ejecutado más de 60 proyectos destinados a la adecuación de
instalaciones para el tratamiento de efluentes, con la finalidad de lograr que sus descargas se
encuentren dentro de los niveles de cumplimiento establecidos en la normativa ambiental vigente,
todos ellos enfocados principalmente en la mejora de los sistemas de inyección de las aguas de
producción procedentes de los procesos de exploración y producción, adecuación de los
sistemas de recolección, separación y tratamiento de los efluentes, además de la construcción de
obras de ingeniería como tanques, torres de enfriamiento, biolagunas y sistemas para la
centralización de los efluentes.
En el marco del desempeño ambiental de la industria, se han estimado 230 puntos de descarga
de efluentes industriales en las distintas áreas operacionales, de los cuales 78% tienen asociados
una planta de tratamiento. Con la ejecución de los proyectos de adecuación, PDVSA ha logrado
que 92% de sus plantas de tratamiento estén operativas en los diferentes puntos de descarga.
30
Distribución de plantas de tratamiento en operación, evaluadas y en norma.
50 Puntos de descargas de efluentes con planta sin
tratamiento
14 Plantas de tratamiento
No Operativas
9 Plantas de tratamiento
Sin Evaluación
108 Plantas de Tratamiento
en Norma según Decreto N° 883
49 Plantas de Tratamiento
fuera de Norma según Decreto N° 883
Puntos de descargas de efluentes: 230
180 Puntos de descargas de efluentes con planta de
tratamiento
166 Plantas de tratamiento
Operativas
157 Plantas de tratamiento
evaluadas trimestralmente
Fuente: Gerencia Corporativa de Ambiente e Higiene Ocupacional. Año: 2008
Se puede observar que 157 plantas de tratamiento son evaluadas trimestralmente de acuerdo a
lo establecido en el Decreto N° 883 relativo a las Normas para la Clasificación y el Control de la
Calidad de los Cuerpos de Agua y Vertidos o Efluentes Líquidos, lo que equivale a 88% respecto
al total de puntos de descargas con sistemas de tratamiento. Asimismo, de las plantas evaluadas
trimestralmente 69% cumplen con lo establecido en la normativa nacional, el restante 31% se
encuentra en un proceso de adecuación.
En relación con las aguas de producción, el volumen promedio total de la industria entre los años
2006 y 2008 fue de 86.679.712,54 m3/año. Durante este período, han sido tratadas a través de
procesos físico-químicos, 78% del volumen total de las aguas de producción generadas, las
cuales fueron dispuestas mediante la inyección en pozos de recuperación secundaria de
hidrocarburos, en pozos inyectores para la disposición de agua (acuíferos y yacimientos
petrolíferos no aprovechables), y en cuerpos de aguas destinados para tal fin, dando
cumplimento con los estándares establecidos en la normativa nacional.
Calidad del aire
• Calidad de aire en las áreas operacionales
Durante el año 2008, se utilizaron 69 estaciones de monitoreo para la evaluación de la calidad del
aire en las áreas operacionales, en las cuales se monitorearon parámetros tales como: Dióxido
31
de Nitrógeno (NO2), Dióxido de Azufre (SO2), Monóxido de Carbono (CO), Sulfuro de Hidrógeno
(H2S) y Partículas Totales Suspendidas (PTS). Los resultados mostraron que los parámetros
evaluados no superaron los límites de calidad del aire establecidos en el Decreto N° 638 relativo
a las “Normas sobre Calidad del Aire y Control de la Contaminación Atmosférica”.
• Evaluación de impacto de la actividad petrolera
Se cuenta con una red de 13 estaciones de calidad del aire distribuidas en los estados
Anzoátegui, Zulia y el Distrito Capital, las cuales operan desde el año 1996 y sus mediciones
están orientadas a evaluar el impacto de la actividad petrolera en los estados mencionados, y en
el caso del Distrito Capital, evaluar la influencia de las emisiones del parque automotor en la
calidad del aire de la ciudad de Caracas.
Las estaciones de monitoreo que conforman la red, evalúan los siguientes contaminantes: Ozono
(O3), NO2, SO2, CO, Hidrocarburos Totales, Formaldehído, PTS, PM10 y PM2,5, además de la data
metereológica, verificándose el cumplimiento de la norma aplicable en todos los parámetros.
• Evaluación del reemplazo del tetraetilo de plomo
PDVSA tiene un convenio con el Ministerio del Poder Popular para el Ambiente para llevar a cabo
la evaluación de la calidad del aire en las principales ciudades del país, como lo son: Caracas,
Valencia, Barcelona, Puerto La Cruz, San Cristóbal, Barquisimeto y Maracay; con el propósito de
evaluar la efectividad de la reducción progresiva hasta la sustitución total del tetraetilo de plomo
(TEP) como octanaje en la gasolina. PDVSA, empresa comprometida con el ambiente y con el
propósito de disminuir los niveles de plomo en el material particulado atmosférico, introdujo en
octubre de 1999 la gasolina de 95 octanos sin tetraetilo de plomo, pasando el mercado nacional a
comercializar 2 tipos de gasolina: la nueva de 95 octanos (sin plomo) y la tradicional de 91
octanos con TEP.
Posteriormente en agosto de 2005, como parte de las políticas gubernamentales a favor de
armonizar el uso de los combustibles con el ambiente y la salud de los venezolanos, PDVSA
introdujo para el consumo interno, la gasolina de 91 octanos sin tetraetilo de plomo, con lo cual se
sustituyó en su totalidad el uso de las gasolinas con plomo en el mercado nacional de
combustibles para automóviles públicos y privados.
El convenio con el Ministerio del Poder Popular para el Ambiente contempla, adicionalmente, el
análisis del comportamiento de otros contaminantes atmosféricos tales como NO2, SO2, CO, y
32
PTS, con el objeto de tomar las medidas de control necesarias para la preservación del ambiente.
Entre los resultados obtenidos del monitoreo realizado en la ciudad de Caracas, se puede
observar que a partir del año 2002 se obtienen los valores promedios anuales más bajos de
concentración del plomo en material particulado, el cual es inferior al límite permisible de 1,5
µg/m3 que establece la normativa nacional. Tal como se muestra en la siguiente gráfica:
Comportamiento de la concentración promedio anual de Plomo en PTS en la ciudad de Caracas
(MPPAMB, 2008)
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
4,5
5
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
Años
Pb [µg/m
3]
Los Ruices
Bello Campo
Cementerio
Silencio
Principio de Medición: Equipo de alto volumen High
Fuente: MPPAMB
Fuente: Gerencia Corporativa de Ambiente e Higiene Ocupacional. Año: 2008
Manejo de desechos peligrosos
En PDVSA, 63,95% del total de desechos generados para el período comprendido entre los años
2006 al 2008, corresponden a ripios de perforación, lodos de perforación y desechos
petrolizados, los cuales son originados en las actividades de exploración y producción.
33
Principales tipos de desechos generados por PDVSA período 2006–2008
Lodos de Perforación26,84%
Lodos Biológicos3,04%
Lodos Aceitosos 11,80%
Ripios de perforación 22,62%
Aceites Usados10,24%
Catalizadores Gastados0,45%
Aguas aceitosas10,43%
Desechos petrolizados (suelos, arenas y sedimentos con hidrocarburos)
14,49%
Sólidos impregnados con hidrocarburo (trapos, guantes, envases , etc)
0,08%
Fuente: Gerencia Corporativa de Ambiente e Higiene Ocupacional. Año: 2008
En el marco de la gestión para el manejo ambientalmente seguro de los desechos peligrosos,
para el caso de los ripios de perforación, la Corporación efectuó el tratamiento de 723.114 m3
equivalente a 71,68% de los ripios generados entre los años 2006 y 2008. El volumen restante se
encuentra almacenado de forma temporal para su posterior tratamiento. Cabe destacar, que 3%
del volumen tratado se reutilizó en la construcción de localizaciones y vías de acceso en las
áreas operacionales y el 97% restante fue dispuesto mediante técnicas convencionales de
esparcimiento en suelo y biotratamiento.
Los lodos de perforación (base agua) y los desechos petrolizados, estos últimos constituidos
básicamente por suelos, arenas, sedimentos y tierras contaminadas con hidrocarburos, se
gestionaron en 84,54% y 73,79%, respectivamente. El tratamiento empleado para este tipo de
lodos fue físico-químico, el cual consistió en la separación de las fases sólida y líquida, donde el
agua separada y tratada, es asperjada y los sólidos son biotratados.
34
Principales desechos peligrosos generados por PDVSA en el período 2006–2008:
Tipo de desecho Vol. Generado en el período 2006-2008 (m3)
Vol. Manejado / dispuesto en el
período 2006- 2008 (m3)
Nivel de gestión de los desechos (%)
Lodos de Perforación 1.197.032 1.011.979 84,54
Lodos Biológicos 135.421 135.373 99,96
Lodos Aceitosos 526.414 453.151 86,08
Ripios de perforación 1.008.843 723.114 71,68
Aceites Usados 456.912 456.815 99,98
Catalizadores Gastados 20.291 12.028 59,28
Aguas aceitosas 465.223 464.873 99,92
Desechos petrolizados (suelos, arenas y sedimentos con hidrocarburos)
646.474 477.050 73,79
Sólidos impregnados con hidrocarburos(trapos, guantes, envases, entre otros)
3.586 3.483 97,13
Fuente: Gerencia Corporativa de Ambiente e Higiene Ocupacional Año: 2008
Estudios ambientales
La evaluación ambiental desarrollada en las actividades de la industria petrolera tiene como
finalidad definir y caracterizar las condiciones actuales, tanto ambientales como sociales de línea
base, presentes en las áreas donde se visualiza el desarrollo de nuevos proyectos y, de igual
manera, en áreas ya intervenidas donde se prevé alguna nueva expansión o desarrollo,
permitiendo la identificación de opciones ambientalmente adecuadas y sustentables, y mejorando
los proyectos para minimizar, atenuar o compensar los impactos adversos intrínsecos del mismo.
Debido a la importancia que el Ejecutivo Nacional ha asignado al desarrollo de la Faja Petrolífera
del Orinoco (FPO), como uno de los ejes de desarrollo en el Plan Siembra Petrolera, se han
desarrollado, durante los años 2006 y el 2007, 13 Estudios de Línea Base Socio Ambiental con
una inversión de 9 millones de dólares, abarcando un área aproximada de 192.204 Km2. Entre los
estudios adelantados se pueden mencionar los siguientes:
• Evaluación sistémica de las condiciones socio-ambientales en el área Junín de la FPO, a
escala 1:100.000.
• Evaluación de los sistemas ecológicos de la FPO como base para la ordenación territorial,
a escala 1:250.000.
35
• Estudio socio-ambiental para la ubicación de la refinería Cabruta y la generación de un
polo de desarrollo regional sustentable.
• Estudio socio-ambiental específico para la ubicación de la refinería de Caripito, estado
Monagas.
• Estudio socio-ambiental específico para la ubicación de la refinería Batalla de Santa Inés,
en el estado Barinas, y la generación de un polo de desarrollo regional sustentable.
• Estudios de Línea Base en el Bloque Barinas (Barinas Norte y Barinas Tradicional), a
escala 1:100.000.
• Estudios de Línea Base en el Bloque Guafita-La Victoria, estado Apure, a escala
1:100.000.
• Estudio de Línea Base Proyecto Magna Reserva.
• Estudio integrado de las características ambientales del medio marino costero en la
plataforma norte de la Península de Paria y sector norte del Golfo de Paria.
• Prioridades de PDVSA en la conservación de la biodiversidad región Caribe de
Venezuela.
• Estudios de epidemiología, deposición seca y húmeda y de corrosión ambiental en el
Complejo Petroquímico e Industrial General de División José Antonio Anzoátegui.
Se contemplan también otros estudios ambientales específicos realizados con la finalidad de
obtener información básica, actualizada y detallada. Bajo esta visión se desarrollaron, durante el
período 2006–2008, un total de 34 proyectos con una inversión estimada de 400 millones de
dólares, entre éstos:
• Manejo de desechos sólidos.
• Caracterización del Parque Nacional Turuépano, ubicado en el municipio Benítez del
estado Sucre
• Calidad de cuerpos de aguas superficiales y subterráneas; y manejo de aguas servidas en
la FPO.
• Calidad de aire, inventario de emisiones atmosféricas, biorremediación de sedimentos
marinos, evaluaciones de riesgos ambientales, evaluación de aguas y sedimentos en la
Bahía de Pozuelos.
• Manejo integral de cuencas.
A continuación se presenta la distribución de los estudios ambientales realizados para el período
2006-2008
36
Distribución de Estudios Ambientales realizados
Estudios de Línea Base Socio Ambiental 16%
Estudios de Conservación Ambiental 43%
Estudios Ambientales especificos 41%
Fuente: Gerencia Corporativa de Ambiente e Higiene Ocupacional. Año: 2008.
En el área de la conservación ambiental se han realizado 35 proyectos durante el período 2006-
2008. 85% de los proyectos desarrollados están relacionados con el manejo eficiente de los
recursos, la repoblación forestal, la conservación de cuencas, la evaluación de ecosistemas y el
establecimiento y mantenimiento de bosques compensatorios; el 15% restante está orientado
hacia la conservación de ecosistemas y al manejo integral de los desechos sólidos.
Detalle de la distribución de estudios de conservación ambiental.
Conservación de Cuencas17%
Bosques Compemsatorios
14%
Manejo Eficiente de Recursos21%
Conservación de Ecosistemas
11%
Repoblación Forestal17%
Evaluación de Ecosistemas
14%
Desechos Sólidos6%
Fuente: Gerencia Corporativa de Ambiente e Higiene Ocupacional. Año: 2008.
37
Normas y Procedimientos
Normas y procedimientos ambientales
Durante el año 2006, se constituyó el Comité Técnico de Normas Ambientales (CTNA), con la
participación de puntos focales, entre profesionales y técnicos, de los distintos negocios y filiales,
con el objetivo de desarrollar normas prioritarias para la Corporación, a fin de armonizar su
actividad con el entorno y garantizar el cumplimiento de la legislación ambiental vigente.
El estado actual de la Corporación en materia de normas ambientales se presenta a continuación:
Publicadas:
• MA-01-02-01 Manejo de ripios y fluidos residuales de perforación.
• MA-01-02-02 Manejo de aceites usados y fuera de especificación.
En proceso de publicación:
• MA-01-02-04 Manejo de aguas de producción.
• MA-01-02-05 Manejo de catalizadores gastados.
En proceso de elaboración:
• MA-01-02-06 Saneamiento de fosas.
• MA-01-02-07 Evaluación y control de emisiones atmosféricas y calidad de aire.
• MA-01-02-08 Manejo de efluentes de proceso de refinación.
• MA-01-02-09 Manejo de materiales impregnados con hidrocarburos.
Actos administrativos ambientales
Durante el período 2006-2008, PDVSA cerró exitosamente 35 procedimientos administrativos y
penales, cumpliendo con la reforestación de 1.714 hectáreas, como medidas compensatorias
aplicadas. Asimismo, se contribuyó con la minimización de los impactos socio-ambientales
negativos de sus operaciones a través de la implementación de 4.433 disposiciones ambientales.
Todas las actividades realizadas por la Corporación fueron debidamente autorizadas por el
órgano rector ambiental y en este sentido se han otorgado 52 autorizaciones de ocupación del
territorio y 1.220 autorizaciones de afectación de recursos naturales, para lo cual se adelantaron
785 estudios de impacto ambiental y sociocultural.
Otro de los resultados importantes que impulsa la gestión ambiental en el Plan Siembra Petrolera
es la consecución de la renovación, por seis años adicionales (2006-2012) y con un aumento de
93 millones de dólares, del Convenio de Fianza Ambiental Global, lo que permite agilizar, a través
38
de procedimientos expeditos la obtención de las fianzas ambientales exigidas en la Ley Orgánica
del Ambiente al inicio de la ejecución de los proyectos, asegurando la recuperación y/o
restauración ambiental en caso de requerirse y asegurando así la constitución de garantías que
obliguen el fiel cumplimiento de las medidas de conservación y recuperación ambiental,
contempladas en los estudios de impacto ambiental y sociocultural.
Detalle de procesos administrativos ante el Ministerio del Poder Popular para el Ambiente.
Total de EIASC
AOT otorgadas
AARN otorgados
Medidas ambientales cumplidas
Procedimientos administrativos y penales
cerrados
Hectáreas reforestadas
785 52 1.220 4.433 35 1.714
EIASC= Estudio de Impacto Ambiental y Sociocultural.
AOT: Autorizaciones de ocupación del territorio.
AARN: Autorización de afectación de recursos naturales.
Fuente: Gerencia Corporativa de Ambiente e Higiene Ocupacional Año: 2008
3. Recursos Humanos
La Dirección Ejecutiva de Recursos Humanos de Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) es una
organización habilitadora cuyos objetivos, procesos y actividades no se vinculan directamente
con la extracción, procesamiento y comercialización del petróleo, el gas y sus derivados, no
obstante se constituye en pilar fundamental que garantiza el talento humano necesario y
suficiente para alcanzar los objetivos del Plan Siembra Petrolera, en línea con el Plan de
Desarrollo Económico y Social de la Nación, a través de los procesos de planificación estratégica,
captación, educación y desarrollo, compensación y beneficios, relaciones laborales, salud integral
y calidad de vida. La función de Recursos Humanos en PDVSA cumple una misión estratégica en
tanto capta, forma y desarrolla a los trabajadores y las trabajadoras en función de las
competencias clave requeridas por los procesos de la industria, a tenor de la nueva filosofía de la
empresa, que se traduce en altos valores éticos de solidaridad y responsabilidad social, lo que le
permitirá integrarse y comprometerse con actitudes cónsonas que contribuyan con el bienestar de
las comunidades y con el resto de la sociedad venezolana.
El salario mínimo nacional es actualizado anualmente por el Gobierno Nacional, de acuerdo a lo
estipulado en el Artículo 91 de la Constitución que indica: "Todo trabajador o trabajadora tiene
derecho a un salario suficiente que le permita vivir con dignidad y cubrir para sí y su familia las
39
necesidades básicas materiales, sociales e intelectuales. (...) El Estado garantizará a los
trabajadores y trabajadoras del sector público y del sector privado un salario mínimo vital que
será ajustado cada año, tomando como una de las referencias el costo de la canasta básica.
(...)". En tal sentido, no se observa en el marco legal vigente en materia laboral, diferencias en la
asignación salarial de acuerdo al lugar donde se desarrollen las actividades productivas.
Asimismo, el salario mínimo de contratación en PDVSA tiene aplicación a nivel nacional, sin
discriminación geográfica, y viene dado por las discusiones bianuales entre los representantes de
la empresa y los sindicatos, en su calidad de representantes de los trabajadores, contemplada en
la Convención Colectiva de Trabajo. Es por ello que su origen está asociado a las
reivindicaciones laborales de este sector, y ha superado históricamente al salario mínimo
nacional, tal como se evidencia en el siguiente gráfico.
COMPARACIÓN DEL HISTÓRICO DE SUELDO MÍNIMO NACIONAL Y SUELDO MÍNIMO DE CONTRATACIÓN EN PDVSA 1991-2008
0
150
300
450
600
750
900
1.050
1.200
1.350
1.500
1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Años
Salario Básico Mensual (Bs.F.)
Salario Mínimo Nacional Salario Mínimo en PDVSA
Fuente: MINPPTRASS - PDVSA
Fuente: Ministerio del Poder Popular para el Trabajo y Seguridad Social y PDVSA. Año: 2008.
Además, se presenta una tabla comparativa entre el salario mínimo nacional y el salario mínimo
en PDVSA, expresado en bolívares fuertes:
40
AÑOS
Salario Mínimo
Nacional
Salario Mínimo
en PDVSA
1991 6,00 6,00
1992 9,00 16,50
1993 9,00 16,50
1994 15,00 16,50
1995 15,00 70,50
1996 15,00 82,50
1997 75,00 232,50
1998 100,00 232,50
1999 120,00 232,50
2000 144,00 430,95
2001 158,40 430,95
2002 190,08 688,80
2003 247,10 688,80
2004 321,24 928,80
2005 405,00 958,80
2006 512,33 958,80
2007 614,79 1.322,80
2008 799,23 1.322,80
Fuente: Dirección Ejecutiva de Recursos Humanos
3.1. Proceso de Captación, Selección y Empleo
En Petróleos de Venezuela (PDVSA) y sus filiales, existe un modelo corporativo para la
Captación, Selección y Empleo de los nuevos trabajadores y trabajadoras. Este modelo está
orientado por los principios y valores constitucionales que propenden a la igualdad en:
• Oportunidades y condiciones.
• Géneros en el ejercicio del derecho al trabajo.
• No discriminación.
• Inclusión.
41
El objeto de dicho modelo es incorporar el número de personas cualificadas en el puesto idóneo y
en el momento adecuado, en función a las necesidades de la industria petrolera, en
correspondencia con los planes estratégicos del país. A tal efecto se desarrolló una aplicación
tecnológica denominada Sistema de Democratización de Oportunidades y Selección de Empleo
(DOSE), en software libre, el cual tiende a cristalizar y concretar la posibilidad de empleo a
través de la postulación directa de cada ciudadano y ciudadana, en ejercicio de su derecho
constitucional al trabajo.
El macroproceso de Captación, Selección y Empleo, tiene la siguiente connotación en PDVSA:
Subproceso de Captación, tiene como objeto atraer candidatos potencialmente calificados para
ocupar posiciones dentro de la organización, según pronóstico. Las fuentes que alimentan el
proceso son:
• Fuentes Internas, dirigidas a cubrir vacantes con personal propio, a través de las
siguientes modalidades, dentro de un programa de desarrollo:
o Transferencias (Movimiento Horizontal).
PPrroocceessoo ddee CCaappttaacciióónn,, SSeelleecccciióónn yy eemmpplleeoo
Candidatos por perfiles / posiciones
Sistema DOSE En función pronóstico
Captación
Selección
Empleo
Mercado Interno y Externo Titulados con/sin experiencia
Por titularse Captación Anticipada/Temprana Participación masiva y plural
Selección por competencias Entrevistas de RRHH
Psicométricas y psicológicas, Técnicas
Apoyo en la toma de decisiones
Empleo en tiempo Confiabilidad Data
Seguimiento Post empleo (previsión legal)
Indicadores de Gestión
Preseleccionados idóneos por perfiles /
posiciones Predicción de
desempeño exitoso
Empleado Contratado bajo modalidad
idónea, en tiempo y con cualificaciones predictoras de éxito
S U B PROCESOS
42
o Promociones (Movimiento Vertical).
o Transferencias con Promociones.
• Fuentes Externas, tendentes a cubrir vacantes con candidatos externos, provenientes
de:
o Sistema de Democratización Oportunidades de Selección y Empleo (DOSE).
o Instituciones Educativas.
o Contexto laboral.
Subproceso de Selección, cuya finalidad es la adecuación e integración del candidato idóneo
con la posición en la organización. Este subproceso se lleva a cabo a través de la exploración del
perfil del candidato en términos de:
• Perfil Psicológico.
• Perfil Ciudadano.
• Perfil Técnico (objetivo del puesto, nivel de complejidad, tareas y responsabilidades,
relaciones jerárquicas del puesto, condiciones contractuales y nivel de experiencia
requerido), a través del uso de herramientas de selección eficiente y estandarizada.
Subproceso de Empleo, su objetivo es concretar la relación laboral a través de la:
• Verificación de credenciales.
• Examen médico preventivo.
• Análisis de propuesta salarial.
• Firma de contrato.
• Apertura de cuenta bancaria nómina.
• Acreditación como empleado (carnet).
• Inscripción en el seguro social.
• Inscripción en planes y beneficios.
3.2. Proceso de Educación
• La educación en PDVSA se sustenta en los valores bolivarianos, robinsonianos y
zamoranos, tendentes a coadyuvar en la construcción del Estado Socialista.
• La educación es un concepto integral que incluye cuatro dimensiones fundamentales: el
saber, el poder hacer, el querer hacer y el saber ser.
• La educación es esencialmente liberadora del ser humano y antiimperialista.
43
A través del proceso de Educación, se concreta la formación y el desarrollo de los trabajadores y
trabajadoras:
• Formación Académica
o A través de convenios nacionales e internacionales, con instituciones
educativas.
o Programa de culminación de estudios superiores (carreras largas y cortas).
o Programas de postgrados.
o Diplomados.
o Programas Especiales de Formación.
• Formación Profesional
o Programas Técnicos/ Artesanales.
o Programas Sociopolíticos.
o Programas de Idiomas.
o Programas Supervisorio Gerencial.
o Programas en Competencias Genéricas.
o Programas Corporativos de Inducción a nuevos trabajadores.
o Acciones de desarrollo (asignaciones, reemplazos vacacionales, entre otros).
3.3. Gestión de Empleo
Dentro de las políticas emanadas por el Ejecutivo Nacional está la eliminación de la tercerización,
por ser considerada una práctica donde el ser humano no tiene posibilidades de desarrollo ni
crecimiento, lo que se complementa con el principio Constitucional donde el trabajo es un
derecho que no contempla discriminación, donde la persona se desarrolla, concepción que se
expresa en el marco regulatorio de la materia laboral en la República Bolivariana de Venezuela.
Bajo estos principios, junto al objetivo de operacionalizar las políticas del Estado con el accionar
de PDVSA, se realizó el ingreso de 13.290 trabajadores a la industria petrolera producto del
proceso de absorción de 7.188 trabajadores de las Empresas Mixtas provenientes de los Ex-
Convenios de la Faja Petrolífera del Orinoco, 1.040 trabajadores de clubes y 807 comedores,
personal contratado bajo la figura de servicios personales, a través de terceros, para cumplir
servicios recurrentes en las instalaciones de la empresa, y 3.869 trabajadores mayores de 45
años que ingresaron después del sabotaje petrolero y que contribuyeron al rescate de la
empresa, así como la absorción entre el mes de noviembre y diciembre de 2008, de 386
transportistas distribuidos entre mayoristas, terrestre y fluvial.
44
Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) al cierre del mes diciembre de 2008 contaba con 67.058
empleados permanentes, es decir sin tiempo finito en su contratación, además de 6.522
trabajadores en calidad de temporales, los cuales están integrados por un personal con tiempo
determinado o finito de contratación, representando ambos un total de 73.580 personas, los
cuales conforman la fuerza laboral propia, denominación que refiere a los trabajadores con
relación directa y establecida en forma legal con la Empresa.
Estos trabajadores se distribuyen, según su grupo dentro de la nómina, en cuatro categorías, a
saber: Ejecutiva y Mayor (nómina no contractual), estas dos no están amparadas por el Sindicato,
Menor y Diaria (nómina contractual) bajo una agremiación sindical.
Para esta fecha la empresa cuenta con 325 trabajadores en su nómina ejecutiva (0,44%), 34.435
trabajadores en la mayor (47% de su fuerza laboral propia), 18.768 (26%) en la nómina menor y
20.052 (27%) en la diaria.
En cuanto a lo relativo a la distribución geográfica, en PDVSA se manejan cinco grandes áreas:
Metropolitana con 6.969 empleados, Oriente con 31.885 trabajadores, Occidente con 23.757
empleados, Centro- Sur con 5.303 y Paraguaná con 5.666 trabajadores, dentro de los cuales se
reproduce la clasificación del personal antes esbozada.
3.4. Relaciones Empresa-Trabajadores
Los trabajadores amparados por el contrato colectivo, están representados por el total de los
trabajadores nómina contractual de PDVSA, que asciende a 53% del total de la fuerza laboral
para el mes de diciembre de 2008.
Nómina Nº Trabajadores %Trabajadores
Contractual 38.820 53
No contractual 34.760 47
Total 73.580 100
Número total de empleados y rotación media de empleados
Los 73.580 trabajadores de la empresa, según su rango de edad, se encuentran distribuidos de la
siguiente forma: 3% (1.868) tienen edades desde 18 hasta 24 años; 36% (26.443) se concentran
45
en el grupo de 25 a 34 años; 31% (22.720) están en el rango de 35 a 44 años; 22% (16.439) se
encuentran en el rango de 45 a 54 años y 8% (6.110) con edades desde 55 años en adelante.
Con relación al sexo, la fuerza laboral propia de PDVSA concentra 25% en el sexo femenino y
75% en masculino.
Durante 2008, la variación de la fuerza laboral se ubicó en 16.811 personas, producto de 19.509
ingresos, junto a 2.698 egresos de trabajadores.
La rotación de empleados, calculada al mes de diciembre, es de 4,75% de nuestra fuerza laboral.
Períodos mínimos de preavisos relativos a cambios organizativos
En relación al preaviso de los cambios organizacionales, según lo establecido en la Convención
Colectiva de Trabajo, la empresa concede al trabajador contractual hasta cinco días de permiso
remunerados a salario normal, cuando sea objeto de transferencia permanente por parte de la
empresa o a solicitud del trabajador y la empresa lo conceda, cuando el trabajador deba cambiar
su residencia de una región a otra, además si se tratase de un cambio de residencia dentro de la
misma región, de un campamento a una ciudad o viceversa o de una ciudad a otra.
Relación entre salario base de los hombres con respecto al de las mujeres
La nómina contractual abarca al personal obrero y obreros especializados en la llamada nómina
diaria; y personal técnico y de apoyo administrativo en la nómina mensual menor, los cuales se
encuentran amparados por la Convención Colectiva de la Corporación; mientras que en la
nómina no contractual, el personal de confianza y dirección en áreas operacionales y
administrativas se concentra en la nómina mayor, y el personal altamente calificado, encargado
de la dirección estratégica de la Corporación se identifica por el nombre de nómina ejecutiva; a
estas dos últimas categorías de personal se les aplica una serie de beneficios, procedimientos y
condiciones fundamentados en la normativa interna, cuyas normas y procedimientos contemplan
condiciones que en ningún caso son inferiores a las existentes para el personal amparado por la
Convención Colectiva.
En tal sentido, no existe en la política de compensación directa de la Corporación ningún criterio
de discriminación por género, pese a que en la administración se observe una mínima diferencia
entre los promedios, la cual puede estar asociada a factores relativos al nivel profesional, años de
experiencia, cargos desempeñados, entre otros elementos que forman parte de la política.
46
Medianas Salariales de Trabajadores Distribuidos por Género y Tipo de Nómina
-
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
Salario Básico Men
sual en BsF
0%
2%
4%
6%
8%
10%
12%
14%
FEMENINO 1.327 1.439 2.823 11.033
MASCULINO 1.431 1.486 3.164 11.147
DIFERENCIAS 8% 3% 12% 1%
DIARIA MENOR MAYOR EJECUTIVA
Fuente: Dirección Ejecutiva de Recursos Humanos
Observación: Se considera por analogía las categorías profesionales de acuerdo a las
responsabilidades de los puestos desempeñados por los trabajadores que en PDVSA se agrupan
por nóminas.
Beneficios sociales para los empleados con jornada completa, desglosados por actividad principal.
La política de planes y beneficios de PDVSA está orientada a promover mecanismos de previsión
social y de compensación indirecta que contribuyan a preservar la calidad de vida de nuestros
trabajadores y trabajadoras, así como también de sus grupos familiares directos. En el cuadro
que se muestra a continuación se contemplan planes y beneficios asociados a la adquisición de
vivienda principal, salud, alimentación y otros, excluyéndose a los trabajadores contratados a
tiempo determinado de la elegibilidad de aquéllos beneficios que son compensados con años de
servicio o que requieren un tiempo mínimo de antigüedad; planes y beneficios a los cuales
tendrán acceso una vez que las organizaciones les aprueben la conversión a contrato a tiempo
indeterminado y cumplida la antigüedad mínima requerida.
47
3.5. Gestión de Educación y Formación
Durante el año 2008 participaron 59.365 trabajadores y trabajadoras en las distintas acciones de
formación, según reporte del Sistema de Gestión de Acciones de Formación (SIGAFOR), y se
registraron un total de 1.370.138 horas-hombre de formación, siendo 23 horas promedio por cada
participante. A continuación se presenta la gestión educativa de PDVSA, por filiales y negocios,
en el período comprendido entre enero y diciembre de 2008, expresada en número de acciones
de formación, participantes, horas-hombre de formación y costos.
Salud, Vida, Accidentes, Funerarios
Plan Fondo de Ahorro
Gastos de Viaje de Trabajoy Adiestramiento,
Ayuda de Alquiler por Transferencia o Asignación
Permisos de Ausencia, Vacaciones
Beneficios Especiales para ciudades, centros poblados, campamentos, zonas de altoriesgo y zonas aisladas
Tarjeta Electrónica de Alimentación
Odontológico
Fideicomiso de Prestaciones Sociales
Préstamo Nuevo Empleado,Computador y Vivienda
Gastos de Viaje de Trabajoy Adiestramiento en el Exterior
Salud, Vida, Accidentes, Funerarios
Plan Fondo de Ahorro
Gastos de Viaje de Trabajoy Adiestramiento,
Ayuda de Alquiler por Transferencia o Asignación
Permisos de Ausencia, Vacaciones
Beneficios Especiales para ciudades, centros poblados, campamentos, zonas de altoriesgo y zonas aisladas
Tarjeta Electrónica de Alimentación
Trabajador Temporal Trabajador Permanente
Beneficios de la Nómina No Contractual (*)
(*) Los Beneficios de la Nómina Contractual se rigen por la Convención Colectiva de PDVSA
Plan de Jubilación
48
GESTIÓN EDUCATIVA NEGOCIOS Y FILIALES ENERO-DICIEMBRE 2008
Negocios \ Filial
Acciones de Formación
2008
Participantes 2008
Horas Hombre de Formación
2008
Costos en Bs.F 2008
Costos en Euros 2008
Costos en US$ 2008
EyP Occidente 1.124 18.359 403.586 5.686.659
EyP Centro Sur 334 2.694 59.442 1.151.414
EyP Oriente 651 9.588 199.732 2.051.926
Refinación Occidente (CRP)514 7.211 125.276 4.622.795
Refinación Centro 242 1.996 36.670 2.280.524
Refinación Oriente 295 3.294 88.637 1.286.845
Comercio y Suministro 366 1.872 40.725 3.277.477
CVP 152 601 17.974 1.391.174 42.265 121.612
Intevep 797 3.880 147.772 4.290.135
Centro Corporativo 472 2.969 100.909 3.696.520
PDVSA GAS 578 4.670 105.178 4.165.326
PDV CARIBE 2 11 316 18.880
PDV AGRICOLA 8 18 320 34.650
PDVSA AMERICA 4 16 335 12.806
PDVSA INDUSTRIAL 3 38 820 40.210
Bariven 375 2.148 42.446 1.010.324 32.810
5.917 59.365 1.370.138 35.017.664 2.358.632 1.086.503
Reportes de las Gerencias de RR.HH. / Negocios y Filiales (Enero a Junio 2008)
Reportes de SIGAFOR (Julio a Diciembre 2008) elaborado en cada mesFuente:
932.0812.316.367
3.6. Salud y Seguridad en el Trabajo
Tasas de ausentismo, enfermedades profesionales, días perdidos y número de víctimas mortales relacionados con el trabajo por región.
El total de casos atendidos en salud, de acuerdo con las estadísticas suministradas por la
Gerencia de Salud a nivel nacional, con ausentismo del trabajo por enfermedad fue de 35.513,
generándose una tasa promedio de ausentismo para este universo de trabajadores de 9,5 días
de trabajo.
49
Por enfermedades ocupacionales se registraron 56 casos en 2008. Para este universo de
trabajadores asistidos por enfermedad ocupacional, se ha generado una tasa de ausentismo
equivalente a 44 días por todos los casos ocupacionales.
La siguiente tabla muestra la distribución por región.
Metropolitana Occidente Oriente CRP Centro Centro
Sur Intevep
PDV
Marina Total
Total
Casos 3.317 13.627 10.365 3.641 2.778 690 696 399 35.513
Días promedios
Perdidos al año 5 10 8 10 9,7 10,69 11,07 12 9,55
Casos de
Enfermedades
Ocupacionales
1
14
30
5
4
-
2
-
56
Días promedios
Perdidos al año
24 54 129 25 30 - 95 - 44
Fuente: Gerencia de Salud
Formación en salud y seguridad en el trabajo
En conjunto con el Instituto Nacional de Prevención en Salud y Seguridad Laboral (INPSASEL),
iniciamos el curso de formación de facilitadores a distancia para impartir el curso básico de salud
y seguridad a través de un aula virtual para atender 20 trabajadores por facilitador, 4 horas a la
semana por 6 semanas (graduación del primer grupo /18 de noviembre 2008).
En conjunto con las gerencias corporativas de Ambiente e Higiene Ocupacional y Seguridad
Industrial, se realizan cursos en todas las regiones a los delegados y las delegadas de
prevención.
Actividad permanente de charlas, exposiciones, conferencias a los trabajadores y trabajadoras en
sus puestos de trabajo, consultas sobre la seguridad y salud en el trabajo; y la identificación de
procesos peligrosos y riesgos ocupacionales.
Asuntos de Salud y Seguridad cubiertos en acuerdos Formales con Sindicatos
50
En acuerdo con el INPSASEL, se creó la comisión de corresponsabilidad sobre la Salud y
Seguridad en el trabajo en PDVSA, para la implementación de la ley, normas y programas en la
gestión, donde participan:
1. Directiva de INPSASEL.
2. Gerencias del Servicio de Salud y Seguridad en el Trabajo (Higiene Ocupacional,
Seguridad Industrial, Calidad de Vida, Relaciones Laborales y Salud Ocupacional).
3. Representantes de delegados y delegadas de Prevención, siete por filiales y negocios, en
representación de todos los delegados y delegadas de prevención en PDVSA.
Esta comisión ha logrado como resultado, reuniones mensuales donde se establecen acuerdos
en la implementación de la Ley y en el cumplimiento de la cláusula 34 del contrato colectivo
petrolero 2007-2009.
3.7. Proceso de Evaluación de Gestión
Petróleos de Venezuela, S.A. y sus filiales, disponen de un subproceso de evaluación de la
gestión de los trabajadores y las trabajadoras, evaluación de desempeño, aprendizaje y
experiencias (EDAE).
Este sistema es de doble vía de valoración, por cuanto permite la Autovaloración (30%) y la
Valoración Supervisora (70%), soportado por una aplicación tecnológica en software libre, a tal
efecto se reporta el resultado del ejercicio correspondiente al año 2007:
Evaluaciones realizadas
Nómina no Contractual:
Población Elegible: 29.498
Población Evaluada (finalizadas): 19.054
% Personas Evaluadas: 64,6
Nómina Contractual:
Población Elegible: 35.466
Población Evaluada (finalizadas): 24.092
% Personas Evaluadas: 67,92
Fuente: Estadísticas corporativas, reporte EDAE 2008.
51
4. Seguridad Industrial
Alineados con el Plan Estratégico de Desarrollo Económico y Social de la Nación, la Gerencia
Corporativa de Seguridad Industrial, a objeto de asegurar que los procesos y operaciones que
realiza la Corporación sean ejecutados en forma segura, ha planificado, desarrollado e
implementado acciones preventivas, para la reducción de la accidentalidad. Esto se ha realizado
mediante el acompañamiento, compromiso y participación de los trabajadores y trabajadoras para
el control de los riesgos en materia de seguridad y salud laboral.
Los planes de formación y capacitación del personal propio y contratado han permitido promover
la cultura en prevención de riesgos, así como la actualización y creación de nuevas normas y
procedimientos, el fortalecimiento en ingeniería de riesgos, especialización de Seguridad
Industrial y uso de software especializado, lo que ha contribuido a reducir la frecuencia y
consecuencias de los accidentes. Aunado a esto, se crearon las Gerencias de Seguridad
Industrial, adscritas a las Nuevas Estructuras Organizacionales, para dar respuestas a las
necesidades de la Nueva PDVSA. Se desarrolló un programa de formación para personal propio,
instituciones gubernamentales, privadas y las comunidades, para dar respuesta al Plan Nacional
de Contingencia acorde a la nueva legislación; esto permitirá dar apoyo efectivo en caso de
eventos no deseados tanto en PDVSA como en las comunidades.
4.1. Acciones Preventivas
Son aquellas que tienen como fin, asegurar que todos los procesos y operaciones que se
realizan durante la actividad laboral sean realizados en forma segura, controlando las condiciones
y medio ambiente de trabajo, permitiendo así la reducción de los riesgos laborales y del entorno.
Entre las actividades se encuentran:
• Inspecciones Girasol.
• Inspecciones Sol.
• Revisión procedimientos de trabajo.
• Auditorías de permisos de trabajo.
• Evaluaciones de aptitud y desempeño a contratistas.
• Notificación de riesgos por instalaciones.
• Talleres de divulgación de las Normas PDVSA en materia de Seguridad Industrial: IR-S-04
“Sistema de Permisos de Trabajo”, IR-S-17 “Análisis de Riesgos en el Trabajo”, SI-S-04
“Requisitos de Seguridad Industrial, Ambiente e Higiene Ocupacional en el Proceso de
52
Contratación”, SI-S-19 “Gerencia y Control de Desviaciones” y SI-S-20 “Procedimientos de
Trabajo”.
• Análisis de riesgos.
• Revisión prearranque.
• Actualización de los procedimientos operacionales.
• Supervisión de cumplimiento de los Programas de Mantenimiento Preventivo y Correctivo
de Equipos Críticos.
• Realización de reuniones para la asistencia técnica y seguimiento al proceso de
implantación del SIR-PDVSA®.
• Ejecución del Programa de actividades preventivas y correctivas en materia de Respuesta
y Control de Emergencia y Contingencia en las diferentes instalaciones administrativas y
operacionales.
• Campañas de Sensibilización en materia de Seguridad Vehicular en las instalaciones
operacionales y administrativas.
• Divulgación de boletines, alertas, normas, leyes, procedimientos y charlas de seguridad al
personal de las empresas contratistas.
• Inspecciones de Seguridad Industrial:
o Sistema portátil contra incendio.
o Equipos de detección de atmósferas peligrosas.
o Sistema de detección y alarma.
o Sistema de alivio, venteo y drenajes.
El total de actividades realizadas por Seguridad Industrial para la prevención de accidentes es de
58.412 y las planificadas 58.412, lo que representa un cumplimiento del 100%.
La ejecución de estas acciones ha contribuido a prevenir los riesgos en el ámbito laboral,
fundamentalmente ejecutadas a través de inspecciones Sol, actualización de los planes de
respuesta y control de emergencias y contingencia, revisiones pre-arranque, notificaciones y
análisis de riesgos, visitas gerenciales, permitiendo que todos los procesos sean realizados en
forma segura, controlando las condiciones y medio ambiente de trabajo.
4.2. Acciones de Formación Técnica
Son aquellas que permiten dar o fortalecer las competencias en seguridad industrial a los
trabajadores y trabajadores, entre ellas se tienen:
53
• Permisos de Trabajo.
• Espacios Confinados.
• Atmósferas Peligrosas.
• Manejo de Recomendaciones.
• Notificaciones de riesgo.
• Protección respiratoria.
• Prácticas de trabajo seguro.
• Normas PDVSA en Seguridad Industrial.
• Combate de Incendios.
• Técnica de análisis causa sistemática.
• Taller de “Safestart”.
• Cuidado de las Manos.
• Taller a cooperativas de rutina Cardón.
• Protección respiratoria.
• Análisis de riesgo basado en la norma IR-SI-17.
El total de acciones de formación técnica realizadas en Seguridad Industrial es 8.259,
representando 54% del plan de formación.
Es importante destacar que se completó la formación técnica prevista hacia el área de ingeniería
de Control de Riesgos, formando a ingenieros de riesgos en las áreas de Refinación, Proyectos,
Exploración y Producción y Gas, realizando Jornadas y capacitando al personal en los diversos
software utilizados para esta actividad, como son: CANARY, PHA-PRO, PHAST.
4.3. Acciones de Formación Ciudadana
En el plan de formación de competencias ciudadanas para el personal de seguridad industrial se
planificaron 4.404 acciones de formación, de las cuales se realizaron 1.409, representando un
cumplimiento de 32% del plan.
4.4. Accidentalidad
Días Perdidos: Es el tiempo, expresado en días, en que el trabajador estuvo ausente de su
trabajo debido a una discapacidad total, parcial, o absoluta, temporal o permanente, resultante de
una lesión de trabajo. El total no incluye el día en el cual ocurrió la lesión ni el día en el que
regresa al trabajo, sin embargo, sí incluye todos los días intermedios, inclusive fines de semanas,
feriados y días libres.
54
Total de Días Cargados: Es la suma, en un lapso determinado, de los días perdidos por reposo
médico, más los días determinados por discapacidad total permanente o parcial permanente. El
total de días cargados puede incluir:
a. Los días de tiempo perdido por reposo médico resultantes de las lesiones que ocasionan
discapacidad temporal.
b. Los días penalizados por cada fatalidad o discapacidad total permanente (6.000 días).
c. Los días penalizados por discapacidad parcial permanente, según la norma venezolana
COVENIN 474.
En los siguientes cuadros se incluyen las fatalidades por región y los días cargados por
accidentalidad:
Accidentalidad
NEGOCIO/FILIAL
Días
cargados Fatalidades
E&P OCCIDENTE 12.458 1
E&P ORIENTE 12.876 2
E&P CENTRO SUR 6.293 1
E&P FAJA 453 0
E&P COSTA AFUERA 168 0
CRP 6.480 0
EL PALITO 77 0
PUERTO LA CRUZ 309 0
ISLA (CURAZAO) 154 0
CDV 6.184 1
DELTAVEN 0 0
PDV MARINA 6.427 1
SERVICIOS 42.748 5
PDVSA GAS 1.098 0
CVP (EMPRESAS MIXTAS) 21.818 3
METROPOLITANA 6 0
INTEVEP 232 0
TOTAL 117.781 14
55
Fuente: Gerencia Corporativa de Seguridad Industrial.
Gráficas de Frecuencia Bruta (IFB) y Frecuencia Neta (IFN)
Gráficas comparativas índices de PDVSA enero-diciembre 2008.
Gráficas de Frecuencia Bruta (IFB) y Frecuencia Neta (IFN).
Fuente: Gerencia Corporativa de Seguridad Industrial.
9,149,02
9,81
4,034,614,19
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
2006 2007 2008
IFB IFN
Disminución de 6,83% del total de accidentes entre enero-diciembre de 2008 con respecto a 2007.
Disminución de 12,58% del total de accidentes discapacitantes entre enero-diciembre de 2008 con respecto a los años 2006 y 2007.
Fatalidades
1
2
1
1 1
5
3 E&P Occidente
E&P Oriente
E&P Centro Sur
CDV
PDV MARINA
SERVICIOS
CVP
56
Fuente: Gerencia Corporativa de Seguridad Industrial
Fuente: Gerencia Corporativa de Seguridad Industrial.
Indicadores Consolidados enero – diciembre 2008
Les. TP: Lesiones con Tiempo Perdido.
Les. STP: Lesiones sin Tiempo Perdido.
Total Les.: Total de Lesionados.
Días Perd.: Días Perdidos.
Horas Hombre Exp.: Horas Hombre Exposición.
395,72
238,35
539,3
0
100
200
300
400
500
600
2006 2007 2008
ISEV
ÍÍnnddiiccee ddee SSeevveerriiddaadd ((IISSEEVV))
Aumento del índice de Severidad de 66 % entre enero-diciembre de 2008 con respecto a 2007.
57
Fuente: Gerencia Corporativa de Seguridad Industrial. 5. Derechos Humanos
5.1. No Discriminación
La Constitución de la República Bolivariana de Venezuela, así como la Ley Orgánica del Trabajo
y todas nuestras leyes y normativas laborales, prohíben toda práctica de discriminación contra el
ser humano.
Número total de incidentes de discriminación y medidas adoptadas
Inexistencia de cifras en incidentes de discriminación en virtud que las medidas adoptadas por la
empresa van dirigidas a la aplicación de prácticas no discriminatorias.
5.2. Libertad de Asociación y Convenios Colectivos
La Constitución, así como la Ley Orgánica del Trabajo y todas nuestras leyes y normativas
laborales, garantizan la libertad sindical, así como la protección de los derechos laborales y la
participación de los trabajadores y trabajadoras de forma organizada.
PDVSA garantiza la protección al derecho de libertad de asociación, estimulando la organización
de los trabajadores y trabajadoras e impulsando la participación en todos los aspectos, velando
porque las disposiciones establecidas en la Convención Colectiva se cumplan.
5.3. Explotación Infantil
Tanto la Constitución como la Ley Orgánica para la Protección al Niño, Niña y Adolescente
(LOPNA), las Convenciones Internacionales relativas al tema y la Ley Orgánica del Trabajo,
prohíben en nuestro país la explotación infantil en todos los aspectos.
En PDVSA no existen cifras que evidencien incidentes de explotación infantil.
5.4. Trabajos Forzados
La Constitución y la Ley Orgánica del Trabajo, prohíben la realización de trabajos forzados y la
implementación de trabajos no consentidos, esto se consagra de igual forma en la Ley Orgánica
de Prevención, Condiciones y Medio Ambiente del Trabajo (LOPCYMAT), y su Reglamento y el
Reglamento de las Condiciones de Higiene y Seguridad en el Trabajo.
Inexistencia de trabajos forzados y no consentidos.
58
6. Transparencia y Ética
Las actividades de Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) y sus Filiales están sujetas a revisión
de auditorías e investigaciones internas e independientes para fortalecer sus prácticas de control,
evitar actos de corrupción y promover la transparencia en sus decisiones y en sus operaciones;
además de garantizar que la información generada por estas actividades estén accesibles, sean
claras y se comuniquen al público en general.
Las auditorías internas son realizadas por los órganos específicos de control interno y de control
fiscal, a saber: la Dirección Ejecutiva de Auditoría Interna Corporativa (DEAIC) y la Dirección de
Auditoría Fiscal (DAF); las investigaciones internas son realizadas por la Gerencia Corporativa de
Prevención y Control de Pérdidas (PCP). Estas unidades de control realizan auditorías,
actuaciones e investigaciones con el propósito de reforzar al máximo los mecanismos de
seguimiento y control, obedeciendo a principios morales y éticos, en la sana administración de los
recursos para salvaguardar los intereses de la Corporación y de la Nación.
Las auditorías independientes son realizadas por los órganos específicos de control externo, a
saber: la Contraloría General de la República (CGR), la Superintendencia Nacional de Auditoría
Interna (SUNAI), la Comisión Permanente de Contraloría de la Asamblea Nacional, el Comisario
Mercantil y las firmas de Auditores Externos, que con sus actuaciones de revisión y fiscalización
también contribuyen con el fortalecimiento del control interno de la Corporación.
6.1. Contraloría social por las comunidades
En cumplimiento de sus directrices de actuación corporativa, la gestión de la Junta Directiva de
PDVSA se orienta a la facilitación de la Contraloría Social efectiva, con el fin de asegurar los
medios para un Plan Efectivo de Desarrollo Petrolero y Gasífero.
Con el objeto de que las comunidades puedan ejercer con efectividad su función de Contraloría
Social, PDVSA y sus filiales, por intermedio de la Dirección de Auditoría Fiscal, les facilita
mediante Talleres de Formación el aprendizaje en esta materia, además de divulgar por varios
medios aspectos relevantes de interés público, asegurándose que las comunidades posean la
información de la gestión que le sea útil para el ejercicio de su función contralora.
PDVSA, a través de la Dirección de Auditoría Fiscal ha preparado cursos de Contraloría Social.
Este programa tiene por objetivo formar y capacitar a las comunidades y al trabajador petrolero,
en los aspectos vinculados con el ejercicio del derecho a la participación ciudadana en el control
59
de la gestión pública y comunitaria. A continuación se presenta la estructura de esta acción
educativa.
De esta forma PDVSA, mediante la Dirección de Auditoría Fiscal, cumple con su deber de
fomentar en las comunidades, la participación ciudadana según el mandato de la Ley Orgánica
de la Contraloría General de la República y del Sistema Nacional de Control Fiscal, así como con
la normativa interna, según Resolución de la Junta Directiva de marzo 2005 referente al apoyo a
las actividades de desarrollo social.
Desde abril de 2005 se han facilitado a nivel nacional en 14 regiones del país, 164 talleres de
Contraloría Social con un total de 8.108 participantes, como sigue:
Módulo I. Base Conceptual
Módulo II. Base Normativa
Módulo III. Base Operativa
• Introducción • La Participación Ciudadana como Agente de Transformación Social • Definiciones • Modelo de PODER
• Fundamento Constitucional y Legal
• Máximas Autoridades • Beneficios para la Administración Pública • Ciudadanos • Beneficios para la ciudadanía • Qué garantiza • Organización • Proceso • Denuncias • Ejemplos • Informe de Gestión CGR • Conclusiones
60
Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) y sus Filiales Talleres Dictados de Contraloría Social (2005 al 2007)
1.056 1.154
5.898
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
Otros OrganismosPúblicos
InstitucionesEducativas
Comunidades
Agrupaciones Institucionales
N° de Participantes
Fuente: Dirección de Auditoría Fiscal
Durante el año 2008 se facilitaron nueve talleres de Contraloría Social a 246 participantes, como
sigue:
Fuente: Dirección de Auditoría Fiscal
Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) y sus Filiales Talleres Dictados de Contraloría Social (2008)
168
0
20
40
60
80
100
120
140
160
Otros Organismos Públicos Comunidades
Agrupaciones Institucionales
N° de Participantes
78
170
61
Manejo de riesgos por parte de las comunidades
PDVSA y sus filiales, en conjunto con sus relacionados (comunidades, cooperativas,
proveedores, entre otros) educa al personal en el manejo preventivo de los riesgos a través de la
gestión denominada “Cultura Preventiva”. Por medio de esta gestión se desarrollaron 226
eventos durante el año 2008, con un aproximado de 5.200 personas atendidas a través de
charlas, programas y talleres, destacándose: El Petróleo va a la Escuela, Taller de Seguridad
para Niños, Charla Comunitaria sobre Prevención de Drogas, Charla de Orientación sobre el
manejo de situaciones inseguras en la Comunidad, Charla Programa de Sensibilización a las
Comunidades, Prevención y Seguridad, Charla sobre Seguridad Personal y de los Bienes de la
Empresa.
En materia de seguridad, en el año 2008 se realizaron 10 campañas a nivel regional dirigidas a
8.300 personas de las comunidades, logrando posicionamiento de nuestra función, la promoción
activa en materia de educación y la concientización sobre la seguridad.
Para transmitir información relacionada con la seguridad se elaboran productos comunicacionales
específicos (volantes, circulares, videos, entre otros), los cuales responden a determinadas
necesidades o situaciones particulares del entorno.
Se elaboraron 1.600 productos comunicacionales, representados a través de dípticos, pendones,
tips de radio, recomendaciones y medidas de prevención en materia de seguridad, entre los más
destacados tenemos: 1) Información sobre los números telefónicos de PCP, para hacer
denuncias de invasiones sobre la franja de máxima seguridad, 2) Volante de seguridad y
prevención, 3) Recomendaciones de seguridad en el hogar y 4) Denuncia el delito petrolero.
Esto demuestra el interés de PDVSA con las comunidades del país para que reciban la formación
adecuada y así puedan ejercer mejor su participación protagónica en materia de control.
6.2. Acciones contra la corrupción
PDVSA y sus filiales, en el desempeño de sus directrices de actuación corporativa, asume, como
su norte la lucha contra la corrupción, el refuerzo al máximo de los mecanismos de control y el
seguimiento y control de pérdidas para salvaguardar los intereses de la Corporación y de la
Nación.
62
La actuación de su Junta Directiva, alta gerencia, trabajadores y trabajadoras, obedece a los
principios de sobriedad, humildad, apego a los preceptos morales y administración sana y no
ostentosa de los recursos propios y de la Corporación. En tal sentido, se han realizado las
siguientes actividades para revelar la transparencia e integridad:
• Se identificaron las funciones de Exploración, Producción, Refinación, Desarrollo Social,
Comercio y Suministro, Negocios Internacionales, Negocios con Terceros y en los
Acuerdos de Integración Energética suscritos con otras naciones, principalmente en la
región del Caribe y Sur América, como las áreas de mayor importancia con respecto a las
leyes, normas y procedimientos internos de la Corporación, estableciéndose acciones y
recomendaciones para evitar y prevenir la ocurrencia de desviaciones.
• Se ejecutó 93% del Plan de Auditoría para el año 2008, publicándose 610 informes, de un
total de 658 auditorías planificadas. En estas publicaciones se reportan los resultados de
las evaluaciones realizadas a los distintos negocios y procesos.
• Se lleva a cabo el Proyecto de Mejoramiento del Sistema de Control Interno (MSCI). Dicho
proyecto permitirá fortalecer el sistema de control interno en la Corporación, para asegurar
en forma razonable la integridad de la información utilizada en la elaboración de los
estados financieros. Esto se realiza mediante la documentación y evaluación de riesgos y
controles de los procesos claves relacionados, para identificar debilidades de control, así
como promover la implantación de procedimientos y soluciones para remediar brechas de
control y mitigar riesgos críticos, asociados con la información de los procesos medulares
del negocio, que permitan mejorar la eficiencia en las operaciones y la confiabilidad en los
reportes financieros.
• Como resultado del desarrollo de este proyecto, se identificaron 1.708 riesgos altos, 2.150
controles efectivos y 1.196 controles no efectivos, los cuales presentaron 750 brechas de
control. De estas brechas se han remediado112 casos, al 31 de diciembre de 2008, y el
restante se espera su conclusión para el año 2009.
• En el Plan Operativo Anual de la Dirección de Auditoría Fiscal se realizaron 51
actuaciones en el año 2008; de éstas, 25 son actuaciones de Control Fiscal, 23
corresponden a seguimientos de Informes en la Contraloría General de la República, 1
63
actuación conjunta con la Superintendencia Nacional de Auditoría Interna y 2 son otras
actuaciones.
• Se analizaron 184 desviaciones y se realizaron 20 estudios de procesos, durante el año
2008. Cabe destacar que:
o El análisis de las desviaciones tiene por objeto estudiar las inconsistencias, una
vez ocurridas, por medio de la determinación de las causas, fallas y
vulnerabilidades presentes en los procesos de la Corporación, con el fin de emitir
las recomendaciones que eviten su ocurrencia.
o El estudio de procesos tiene por objeto analizar las estructuras de control de
procesos administrativos y operacionales de la Corporación, mediante el uso de
metodologías de evaluación y diagnóstico, que permitan establecer acciones y
recomendaciones ante hechos que afecten o puedan afectar el patrimonio de la
Corporación y la continuidad de las operaciones.
o Dentro de la estructura organizacional de Finanzas Corporativa, así como en las
Gerencias de Finanzas de las áreas operacionales y filiales, se encuentra ubicada
la Gerencia Corporativa de Control Interno y Calidad de Procesos, la cual tiene
como Visión ser la organización de control financiero y apoyo a la contraloría social
reconocida por la Corporación. Igualmente tiene la Misión primordial de velar
porque los procesos y sistemas financieros de la Corporación, cuenten con
mecanismos de control interno orientados a prever, alertar, anticipar, monitorear,
detectar, corregir errores y proponer mejoras a situaciones de riesgo que puedan
afectar su patrimonio, sustentando la estructura y gobernabilidad de la Empresa,
mediante planes de revisión, monitoreo periódicos y asesoría a las organizaciones
dueñas de los procesos financieros, apoyados en tecnología de vanguardia y
personal especializado.
o En general, PDVSA mantiene una política corporativa de evaluación y control del
riesgo, aplicada mediante metodologías inherentes a las características propias de
sus diferentes procesos, dicha política es impulsada principalmente por las
organizaciones que integran el Sistema de Control Interno de PDVSA, como son:
Finanzas, Recursos Humanos, Auditoría Fiscal, Auditoría Interna, Prevención y
64
Control de Perdidas (PCP), Oficina del Comisario, Auditores Externos, entre otras.
Adicionalmente, todas las organizaciones operacionales y financieras ejercen un
control interno primario en los procesos bajo su responsabilidad.
Entrenamiento impartido al personal de la Corporación
Los programas de entrenamiento tienen por objetivo formar y capacitar a los trabajadores y
trabajadoras de PDVSA y sus filiales en los aspectos vinculados al control interno de la
Corporación.
El entrenamiento impartido al personal de PDVSA durante el año 2008 se realizó en diversos
tópicos del control interno:
• Participación de 5.224 horas/hombre en 17 acciones de formación: Conferencia Instituto
Internacional de Auditores en San Francisco, 19na. Conferencia Anual de Fraude 2008,
Principios de Análisis de Riesgo, Programa de Auditoría de Estados Financieros, Auditoría
de Gestión, Metodología de Generación e Interpretación de Indicadores de Gestión,
Conferencia de Seguridad de Información 2008, XXII Congreso Latinoamericano de
Auditoría Interna, Taller Preparatorio para examen de Evaluación y Control de Riesgo,
Riesgo Operacional, Inducción de Auditoría Interna, Análisis de Estados Financieros,
Conferencia Anual Latinoamericana de Auditoría, Control y Seguridad, Curso Preparación
Examen de Certificación de Auditor de Sistemas de Información y Curso del Sistema
Autoaudit.
• Participación de 10.410 horas/hombre en 58 acciones de formación: Diplomado en Alta
Dirección de Seguridad Corporativa 2008, Ley de Contrataciones Públicas/Licitación y
Contratando con PDVSA, Evaluación de los Controles Internos, Análisis de Desviaciones,
Análisis de Riesgo, Ley Contra la Corrupción, Gerencia Integral de Riesgo,
Responsabilidad Social, Ética, Valores y Compromiso Organizacional, Determinación de
Responsabilidades Administrativas, Curso de Seguridad basado en comportamiento,
Auditoría de Gestión, Protección de Activos de Información.
Desde abril de 2005 se han facilitado en la Corporación, a nivel nacional, talleres de Contraloría
Social a un total de 546 participantes, de los cuales 18 se formaron en el año 2008.
De esta forma, PDVSA, mediante la Dirección de Auditoría Fiscal, cumple con su deber de
fomentar en el personal de la Corporación, la participación ciudadana según el mandato de la Ley
65
Orgánica de la Contraloría General de la República y del Sistema Nacional de Control Fiscal, así
como con la normativa interna, según Resolución de la Junta Directiva de marzo 2005 referente
al apoyo a las actividades de Desarrollo Social.
Medidas desarrolladas para evitar la corrupción
El Comité de Planificación de Auditoría Interna, conformado por las diferentes gerencias
funcionales de auditoría interna, se encuentra desarrollando tres proyectos para establecer los
lineamientos de conducta del Talento Humano que se interrelaciona con la Corporación (Proyecto
Código de Ética), crear un órgano que vele por el cumplimiento de estos lineamientos (Proyecto
Comité de Gobierno Corporativo) y el modo para recibir y procesar las denuncias (Proyecto
Procedimientos para denuncias recibidas por el Comité de Gobierno Corporativo).
La Gerencia de Prevención y Control de Pérdidas (PCP) propuso el desarrollo de dos proyectos
enfocados a la prevención de la corrupción y conductas desviadas dentro de la Corporación:
Código de Ética de PCP y Sistema Socialista de Gestión Ética (SSGE). El proyecto Código de
Ética actualmente está siendo desarrollado por la Gerencia Corporativa de PCP para ser
implantado en esta organización, mientras que el Proyecto Sistema Socialista de Gestión Ética
(SSGE), se encuentra en proceso de aprobación por la Junta Directiva de la Corporación.
• El Código de Ética de PCP pretende fortalecer y promover la ética del personal de la
gerencia de Prevención y Control de Pérdidas, a fin de prevenir y combatir la corrupción.
• El Proyecto del Sistema Socialista de Gestión Ética busca fortalecer en el personal
petrolero un pensamiento, actitud y comportamiento ético, sentido y manifiesto, a través
del compromiso con la cultura, principios, normas y valores del Socialismo Bolivariano, en
todos los ámbitos de la organización.
Otro aspecto importante ha sido la investigación de casos ocurridos por desviaciones internas,
realizado a través de la aplicación del procedimiento establecido por la Gerencia de PCP para la
investigación de todas aquellas desviaciones que puedan afectar el patrimonio de PDVSA y sus
filiales. En este sentido, durante el año 2008 podemos mencionar: 31 alteraciones de
documentos, 153 contravenciones de normas y 16 conflictos de intereses, las cuales han sido
debidamente atendidas e investigadas.
66
Entre las acciones disciplinarias propuestas para estas desviaciones se encuentran: despido,
amonestación, traslado a otra unidad, suspensión de servicio, cierre del caso, envío de caso a
Fiscalía, terminación de contrato, jubilación, cobro del daño causado y renuncia.
6.3. Política Pública
Desde noviembre de 2006 fue creada la Oficina de Atención Ciudadana, adscrita a la Dirección
de Auditoría Fiscal con el fin de cumplir con las Normas para Fomentar la Participación
Ciudadana, según Resolución de la Contraloría General de la República N° 01-00-000225, de
fecha 20 de agosto de 2007, publicada en la Gaceta Oficial N° 38.750 de la misma fecha.
El número de solicitudes tramitadas durante el año 2008 en la Oficina de Atención Ciudadana es
de 23 consultas telefónicas, 11 consultas presenciales y 8 solicitudes resueltas.
7. Desarrollo Social
Con base en la responsabilidad social de PDVSA, establecida en los Artículos N° 86, 87, 111,
132, 135, 184, 299, 302 y N° 311 de la Constitución y en el Artículo N° 5 de la Ley Orgánica de
Hidrocarburos, referidos a la participación de PDVSA en el desarrollo social e integral del país, y
con la finalidad de apoyar las obras o servicios destinados a la construcción y rehabilitación de la
infraestructura de servicios básicos de uso público, la diversificación económico-productiva, la
atención integral en salud, la universalización de la educación bolivariana, y la participación
soberana del pueblo, PDVSA participa junto al Gobierno Nacional en el cumplimiento de las
Líneas Generales del Plan de Desarrollo Económico y Social de la Nación 2007-2013 y el Plan
Siembra Petrolera.
Los aportes para desarrollo social del país efectuados por PDVSA durante el período 2001-2008
se dividen en: Apoyo a Misiones, Programas Sociales y Planes de Inversión Social, muchos de
estos aportes se realizan a través de fideicomisos constituidos con instituciones financieras
gubernamentales y contribuciones al Fondo de Desarrollo Nacional (FONDEN) y al Fondo para el
Desarrollo Económico y Social del País (FONDESPA).
Adicionalmente, con la finalidad de profundizar en la verdadera siembra del petróleo, la Junta
Directiva de Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) en el año 2006 aprobó que 10% del monto
que se invierte en obras y proyectos petroleros de todas sus filiales, sea dedicado a Desarrollo
67
Social, en las áreas de educación, vialidad, salud, infraestructura de servicios y economía social,
entre otros; a fin de profundizar la transformación social, en las áreas de influencia de nuestras
operaciones.
El Desarrollo Social en Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) está orientado hacia la
construcción del Socialismo Bolivariano y su significado es la consolidación de una nueva
estructura social justa e incluyente, en la cual prevalecen los más altos valores de solidaridad e
igualdad social que se traduce en nuevas formas de producción, apropiación y distribución de los
recursos económicos.
7.1. Aportes para el Desarrollo Social
Durante el año 2008, PDVSA efectuó aportes para el Desarrollo Social del país, por 15.133
millones de dólares, como se resume a continuación:
• 1.239 millones de dólares a Misiones Sociales: Ribas, Alimentación, Milagro, Vuelvan
Caras, Barrio Adentro (fases I, II, III y IV), Árbol, Revolución Energética, Plan de Vialidad,
Obras Hidráulicas, Aportes a Comunidades, Núcleos de Desarrollo Endógeno y
proveedores.
• 489 millones de dólares provienen del Fondo Social Programa de Empresas de
Producción Social (EPS), el cual se conforma de las retenciones que realiza PDVSA a
todos sus contratistas, con la finalidad de apoyar a las comunidades en proyectos como
creación del Distrito Insular del estado Nueva Esparta, planta de tratamiento de aguas
servidas en Maracaibo, estado Zulia, culminación del mercado de buhoneros de la ciudad
de Acarigua, culminación del Centro de Diagnostico Integral en el Biscucuy, ambas en el
estado Portuguesa, obras de vialidad en los estados Sucre, Barinas y Apure, laboratorio
de la Universidad Bolivariana de Venezuela (UBV), apoyo a las mesas de energía a nivel
nacional, culminación de escuelas bolivarianas en los estados Barinas y Zulia, aportes a la
fundación Misión Ribas, sustitución de ranchos por viviendas dignas en el estado Mérida.
• 998 millones de dólares para planes especiales de inversión: Vivienda y Hábitat (150
millones de dólares) y Fondo para Financiamiento de Proyectos Agrícolas (848 millones
de dólares), apoyando al Banco Agrícola de Venezuela (BAV), al Fondo Nacional de
Desarrollo Agrario Socialista (FONDAS), al Fondo de Desarrollo Agropecuario, Pesquero,
Forestal y Afines (FONDAFA) y a la Fundación Fondo Nacional para la Producción
Lechera (FONAPROLE).
68
• 12.407 millones de dólares para el Fondo de Desarrollo Nacional (FONDEN), entidad
creada por el Gobierno de la República Bolivariana de Venezuela con la finalidad de
ejecutar obras de infraestructura, entre las cuales se destacan el Hospital Cardiológico
Infantil “Dr. Gilberto Rodríguez Ochoa”, las líneas 3 y 4 del Metro de Caracas, Metros Los
Teques, Maracaibo y Valencia, Trolebús Mérida, el Ferrocarril Caracas–Tuy Medio, Plan
Masivo de Construcción de Viviendas, Satélite Simón Bolívar, Sistema Vial Tercer Puente
sobre el Río Orinoco, así como diversas plantas y centrales de generación eléctrica que
se construyen en distintas regiones del país. Conforme a los mecanismos previstos en la
Ley del Banco Central y en la Ley de Contribuciones Especiales Sobre Precios
Extraordinarios del Mercado Internacional de Hidrocarburos, PDVSA transfiere a la
República, por intermedio del FONDEN, los excedentes de la renta petrolera, para que
sean invertidos en el desarrollo de la Nación.
En la siguiente tabla se indican los aportes realizados al Desarrollo Social, durante el período
2001-2008:
Nota: Los desembolsos acumulados por 53.223 millones de dólares, aportados por PDVSA durante los ocho años comprendidos entre 2001 y 2008, corresponden a las cantidades efectivamente pagadas en cada período, estas cantidades difieren ligeramente de los presentados como gastos en los estados financieros consolidados de PDVSA y sus filiales, debido a que, de conformidad con las Normas Internacionales de Información Financiera, algunos desembolsos son reconocidos como gastos en períodos distintos al del pago.
22001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Total
Misión Ribas - - 32 320 371 280 133 330 1.466 Misión Alimentación - - - 146 303 325 916 212 1.902 Misión Barrio Adentro I, II y III - - 34 275 309 1.693 3.258 130 5.699 Misión Vuelvan Caras - - - 172 220 240 29 11 672 Misión Milagro - - - - 125 - 25 9 159 Misión Guaicapuro - - - - 11 - - - 11 Misión Sucre - - 3 113 668 - - 17 801 Misión Identidad - - - 44 1 - - - 45 Misión Ciencia - - - - - 291 28 - 319 Misión Vivienda - - - - - 62 135 71 268 Misión Robinson I y II - - 72 - - - - - 72 Misión Revolución Energética - - - - - 210 219 174 603 Misión Arbol - - - - - - 12 9 21 Misión Música - - - - - - 43 - 43 Núcleos de Desarrollo Endógeno - - - - 55 47 130 46 278 Proyecto Etanol - - - - 153 7 - - 160 Obras Hidráulicas - - - - - 27 23 54 104 Plan de Vialidad - - - - 113 28 77 237 455 Aportes a Comunidades 34 14 12 133 5 677 418 148 1.441 Fondo Alba Caribe - - - - - 40 72 - 112 Desarrollo Sustentable - - - - - 63 - - 63 Otras - - 96 13 228 82 175 280 874
Aportes a Misiones y Programas Sociales 34 14 249 1.216 2.562 4.072 5.693 1.728 15.568
FONDEN - - - - 1.525 6.855 6.761 12.407 27.548
Aportes a Programas Sociales y FONDEN 34 14 249 1.216 4.087 10.927 12.454 14.135 43.116 Planes de Inversión Social: Fideicomisos (CVP)
Fideicomiso Viviendas e Infraestructura - - 300 500 500 414 524 150 2.388 Fideicomiso Agrícola - - - 600 600 423 919 848 3.390
FONDESPA - - - 2.000 2.000 229 - - 4.229 Fideicomiso EPS - 100 - - - 100
Aportes en Fideicomisos para Planes de Inversión Social - - 300 3.100 3.200 1.066 1.443 998 10.107
Total de Aportes de PDVSA al Desarrollo Social más FONDEN 34 14 549 4.316 7.287 11.993 13.897 15.133 53.223
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7.1.1. Misiones
A continuación se comentan los objetivos e impactos de los aportes de PDVSA a las diferentes
Misiones y Planes de Inversión Social adelantadas por el Gobierno Bolivariano de Venezuela:
Misión Ribas
Contempla beneficiar a todas a aquellas personas que no han podido culminar el bachillerato. Los
recursos asignados hasta el año 2008 han sido por 1.466 millones de dólares, recursos que se
han traducido en el otorgamiento de 200.000 becas promedio por mes, acondicionamiento de
30.618 espacios educativos, así como la incorporación de 41.440 facilitadores, resultando
favorecidos 1.241.058 estudiantes a nivel nacional, de los cuales 547.503 han obtenido el Título
de Bachiller de la República Bolivariana de Venezuela
A fin de apoyar a los vencedores y vencedoras para que se inicien en una actividad productiva
que les permita mejorar su calidad de vida y los integre en un trabajo organizado en pro de las
comunidades, se crearon la Misión Ribas Productiva y la Misión Ribas Técnica.
Misión Ribas Productiva: Tiene su punto de integración con el marco del Programa EPS de
PDVSA, para lo cual desde el año 2006 se han iniciado macro y mini-proyectos que contemplan
ampliar niveles de participación con resultados a corto y largo plazo, a través de programas de
financiamiento destinados a los vencedores de la misión que presenten proyectos productivos,
sustentables y sostenibles en el tiempo.
A diciembre de 2008, se cuenta con 136 organizaciones productivas financiadas con un monto de
7 millones de dólares. De este total, 84,60% está en condiciones exitosas de producción
cumpliendo con las metas planteadas en el proyecto, y 15,40% se encuentra en proceso de
instalación de su actividad productiva, beneficiando a un total de 1.384 venezolanos, de los
cuales 886 (64%), son vencedores de nuestra Misión Ribas y 498 (36%), son venezolanos que
pertenecen a las organizaciones comunales de los diferentes municipios del territorio nacional.
Cabe destacar que, para el año 2008, se han realizado grandes esfuerzos para cumplir con el
acompañamiento y apoyo técnico administrativo, lo cual fortalece el compromiso adquirido por los
beneficiarios del programa en cumplir con el retorno del capital semilla, el cual representa el
recurso necesario para implementar y financiar actividades claves en el proceso de iniciación y
puesta en marcha de una unidad productiva.
70
Es de hacer notar que 37% de estos proyectos está destinado al mejoramiento de los eslabones
de la cadena de valor de los rubros agroalimentarios y agroenergéticos, indispensables para los
venezolanos, por lo que se encuentran alineados con los objetivos de la nueva filial PDVSA
Agrícola. Esta articulación permite destacar la posibilidad de inserción de vencedores en los
proyectos sustentables de producción de materias primas de esta filial, como por ejemplo
desarrollo de caña de azúcar, palma aceitera, soya, maíz y leguminosas, entre otros.
Misión Ribas Técnica: Nació en agosto de 2007, por instrucciones del Comandante-Presidente
de la República Bolivariana de Venezuela, con la finalidad de formar a los bachilleres integrales,
vencedores egresados de la Misión Ribas, como Técnicos Medios Petroleros en seis
especialidades, relacionadas con los procesos medulares de la industria, y que demandará la
ejecución del Plan Siembra Petrolera. Durante el año 2008 se iniciaron las clases en las
especialidades de Perforación, Operaciones de Crudo y Gas, Mantenimiento Mecánico, Electro
Instrumentación, Operaciones de Refinación y Soldadura a nivel nacional. A partir del año 2009,
se avanzará en el desarrollo de nuevas especialidades, entre las que destacan la formación de
Técnicos medios en Producción Vegetal, Producción Animal y Agro Industria.
Misión Alimentación
El objetivo fundamental es efectuar el mercadeo y la comercialización de productos alimenticios
de primera necesidad manteniendo calidad, bajos precios y fácil acceso, a fin de abastecer a la
población venezolana, especialmente la de escasos recursos económicos. Con esta Misión,
PDVSA apoya el Plan de Seguridad Alimentaria a nivel nacional, a través de aportes a la
13 Industrial
16 Construcción
21 Textil
30 Servicios
40 Agrícola
N° de Proyectos Financiados
Sector Productivo
136 Total general
1 Piscicultura
1 Artesanía
2 Turismo
12 Transporte
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Fundación Programa de Alimentos Estratégicos (FUNDAPROAL), Mercado de Alimentos, C.A.
(MERCAL) y La Corporación de Abastecimiento y Servicios Agrícolas (LA CASA).
Hasta el año 2008 se han otorgado 1.902 millones de dólares, para el acondicionamiento de
15.744 establecimientos a nivel nacional; se han adquirido 60 gandolas y 3 plantas
empaquetadoras; y se han puesto operativas 6.004 casas de alimentación. Asimismo se apoyó
en la realización de 305 Megamercales.
La población beneficiada con estos aportes ha sido aproximadamente de 15.913.000
venezolanos y venezolanas, en todo el territorio nacional. Se logró comercializar
aproximadamente 1.314.000 TM de alimentos.
Adicionalmente, se logró la adquisición de maquinaria e implementos agrícolas y plantas
agroindustriales, tales como: tractores, sembradoras, cosechadoras, implementos agrícolas,
plantas de silos y secadoras, plantas de alimentos y asistencia técnica en el área agrícola, a
través del Convenio Integral de Cooperación entre la República de Argentina y la República
Bolivariana de Venezuela.
Misión Barrio Adentro I, II, III y IV
La Misión Barrio Adentro I garantiza el acceso a los servicios de salud a través de la atención
primaria. La Misión Barrio Adentro II contempla la recuperación de centros ambulatorios y
construcción de Clínicas Populares y Centros de Diagnóstico Integral. La Misión Barrio Adentro
III, se enfoca a la reformulación de módulos de asistencia, gestión y modernización de la
infraestructura y equipamiento tecnológico de los hospitales públicos. La Misión Barrio Adentro IV
está dirigida a edificar nuevos Hospitales altamente Especializados.
El aporte otorgado hasta el año 2008 ha sido de 5.699 millones de dólares, lo que ha permitido la
construcción de 1.000 módulos asistenciales, 29 consultorios populares, 183 centros de
rehabilitación integral y 6 centros de alta tecnología, entre otros, además de la entrega de
recursos financieros para gastos de funcionamiento del Hospital Cardiológico Infantil “Dr. Gilberto
Rodríguez Ochoa”, dando como resultado 121.114 vidas salvadas y aproximadamente
24.000.000 de procedimientos atendidos.
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Misión Vuelvan Caras
Los recursos aportados a esta Misión están destinados a la capacitación de jóvenes y adultos
(lanceros y lanceras) en oficios de interés común y en la constitución de cooperativas para
garantizar la participación creativa del pueblo en la producción de bienes y servicios, para lo cual,
hasta el año 2008, se han aportado 672 millones de dólares.
Los lanceros certificados alcanzan la cifra de 264.720, quienes han conformado 6.814
cooperativas y 130 núcleos de desarrollo endógeno, asimismo se han formado 2.567 facilitadores
y 1.546 consultores, y se han otorgado 202.452 becas a personas sustento de hogar y 147.548
becas a personas no sustento de hogar.
A la fecha se ha logrado la adquisición y avances en el reacondicionamiento de una edificación
en el municipio Libertador sector Sabana Grande, estructura que funcionará como un centro de
economía popular con 1.102 locales, de los cuales, 850 son locales comerciales destinados a la
conversión de trabajadores de la economía popular y solidaria, con el fin de beneficiar a más de
4.000 mil familias.
Misión Milagro
El principal objetivo de esta Misión es realizar operaciones quirúrgicas por patologías
oftalmológicas (cataratas, terigio y ptosis palpebral), de forma gratuita, así como también toda la
logística necesaria para facilitar el traslado a la República de Cuba de los pacientes. El aporte a
esta Misión hasta el año 2008, ha sido de 159 millones de dólares.
Para apoyar esta Misión se realizó el acondicionado del aeropuerto auxiliar “Simón Bolívar” y el
acondicionamiento general del aeropuerto “José Antonio Anzoátegui”. Esta Misión ha resuelto los
problemas visuales a más de 147.440 pacientes venezolanos y latinoamericanos.
Misión Guaicaipuro
Su objetivo es restituir todos los derechos de los pueblos y comunidades indígenas de
Venezuela, de acuerdo a lo establecido en la Constitución, referidos a su desarrollo económico, la
demarcación de tierras, el fortalecimiento de su identidad, lengua, educación y hábitat entre otros.
Hasta el año 2008, PDVSA ha aportado 11 millones de dólares a esta Misión.
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Misión Sucre
Garantiza el acceso a la educación universitaria a todos los bachilleres sin cupo, así como
también proporciona infraestructura para la educación superior, entre éstas, la Universidad
Bolivariana de Venezuela, Núcleo Maturín. El aporte a la fecha ha sido de 801 millones de
dólares, incorporando a 330.346 estudiantes. Adicionalmente a estos aportes, PDVSA ha cedido
infraestructura propia en el área Metropolitana de Caracas, que sirve de sede a instituciones
como la Universidad Bolivariana de Venezuela–UBV (Edificio Chaguaramos), a la Universidad
Nacional Experimental de la Fuerza Armada–UNEFA (Edificio Chuao) y al Colegio Universitario
de Caracas–CUC (Edificio Sucre), e igualmente avanza en la construcción de la sede de la
Universidad Bolivariana de Paraguaná en el estado Falcón.
Misión Identidad
Contribuye con el registro, control y otorgamiento de cédulas de identidad, beneficiando a más de
26 millones de venezolanos y venezolanas. A la fecha, el aporte ha sido de 45 millones de
dólares.
Misión Robinson I y II
Destinadas, en su primera etapa, a la alfabetización de la población venezolana y en su segunda
etapa, a culminar estudios de primaria (6° grado), logrando convertir a Venezuela como “Territorio
Libre de Analfabetismo”, para lo cual durante el año 2003 PDVSA destinó 72 millones de dólares.
Misión Revolución Energética
Fue iniciada el 17 de noviembre de 2006 por el Comandante-Presidente de la República
Bolivariana de Venezuela y está siendo ejecutada por el Ministerio del Poder Popular para la
Energía y Petróleo, teniendo como objetivos fundamentales generar conciencia sobre la
importancia de la energía. Su actividad principal ha sido sustituir bombillas incandescentes de
manera gratuita, por 82 millones de bombillos ahorradores, para reducir el consumo de energía
eléctrica a nivel nacional; de estos 15 millones fueron para la Red Mercal, se realizó el alumbrado
de la Av. Bolívar en Caracas, se apoyaron las Mesas Técnicas de Energía, las cuales buscan
establecer estrategias para solventar la problemática actual, mejorar la confiabilidad del Sistema
Eléctrico Nacional, proporcionar a las comunidades bienestar energético y se contribuyó con los
gastos para la continuidad operativa del Sector Eléctrico Nacional. Hasta el año 2008 se han
aportado 603 millones de dólares.
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Misión Árbol
La Misión Árbol nació el 4 de junio de 2006, y está dirigida principalmente a la población rural del
país que ocupa las principales cuencas hidrográficas. Busca despertar en los habitantes su
interés por los bosques, favorecer el equilibrio ecológico y la recuperación de espacios
degradados. Hasta el 31 de diciembre de 2008 se han incorporado a la Misión más de 29.000
personas que se organizaron en 2.639 Comités Conservacionistas, se llevaron a cabo la
ejecución de 2.552 proyectos comunitarios y educativos, la recolección de 101.251 Kg. de
semillas y una superficie plantada de 18.322 hectáreas. Hasta el año 2008 PDVSA ha aportado
21 millones de dólares.
Otras Misiones
PDVSA ha aportado recursos a las siguientes Misiones: 319 millones de dólares a la Misión
Ciencia, 268 millones de dólares a la Misión Vivienda, 43 millones de dólares a la Misión Música,
104 millones de dólares a Obras Hidráulicas, apoyando a otros organismos del Estado a cumplir
con sus fines y propósitos.
7.1.2. Núcleos de Desarrollo Endógeno (NUDE)
Los Núcleos de Desarrollo Endógeno (NUDE) están orientados a erradicar la pobreza, mejorar la
calidad de vida de la población y crear un nuevo modelo de desarrollo económico y social al que
se incorporan los sectores populares.
Durante el período 2005–2008, PDVSA ha asignado 278 millones de dólares para la
conformación y consolidación de Núcleos de Desarrollo Endógeno, los cuales han permitido la
transformación social, cultural y económica para que las comunidades organizadas desarrollen
sus potencialidades agrícolas, industriales, turísticas, entre otros, mediante la ejecución de
proyectos sustentables. A continuación se mencionan los principales NUDE impulsados por
PDVSA.
Núcleo de Desarrollo Endógeno Eje Boconoíto-Puerto Nutrias
Está ubicado en Puerto Nutrias, estado Barinas, se inició fortaleciendo principalmente las
siguientes áreas de producción sustentable: hábitat y vivienda, alimentación, educación,
organización comunitaria, salud, cultura, deporte, ciencia y tecnología y plan de asfaltado. A
continuación se presentan los avances y beneficios obtenidos hasta el año 2008:
En materia de educación se construyeron 34 escuelas y 4 laboratorios de computación en
instituciones educativas.
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El sistema productivo lo impulsa la construcción de lagunas para la cría artesanal de Cachama, la
ejecución del programa para la alimentación alternativa de cerdos y gallinas, el apoyo al centro
comunal del cacao y a viveros mixtos, la entrega de créditos a 126 productores, producción de
630.000 kilos de girasol con una siembra efectiva de 823 hectáreas, producción de 56.000 kilos
de sorgo con la siembra efectiva de 56 hectáreas, producción de maíz con una siembra efectiva
de 1.223 hectáreas y actualmente se encuentran en cultivo 103 hectáreas de yuca. Asimismo, se
ejecutó 68% de los trabajos de rehabilitación de la vialidad agrícola de la parroquia de Santa
Inés.
En materia de deportes, se logró la construcción y rehabilitación de 12 canchas de usos múltiples,
construcción de 2 canchas deportivas y 1 stadium de softbol.
El hábitat también ha sido atendido, reemplazando ranchos por casas dignas, logrando la
construcción de 1.500 viviendas.
En materia de servicios públicos, se crearon 3 radios comunitarias, se dotó a la Policía Municipal
de Barinas de diez 10 unidades motorizadas, construcción del terminal de pasajeros de la ciudad
de Barinas, construcción de 20 paradas de autobuses, avance de 90% en la construcción de
hangares en el Fuerte Tavacare, ejecución de 85% en la electrificación de alta y baja tensión
sector Barranco Amarillo-Boconoíto, municipio San Genaro, ejecución de 60% en mejoras del
alumbrado público y red eléctrica en la población de Veguitas, ejecución del acueducto en Puerto
de Nutrias-El Picacho-La Mona, construcción de boulevard en el sector la Isla Sabaneta,
construcción de red de cloacas, acueducto, aceras y brocales en el sector Brisas del Llano,
instalación de 5 bloqueras y herrerías comunitarias.
En alimentación, se realizó la rehabilitación y dotación de casas de alimentación, construcción de
la primera fase del centro de acopio tipo Mercal.
Este NUDE ha generado 6.480 empleos directos y 15.025 empleos indirectos.
Núcleo de Desarrollo Endógeno Santa Inés
PDVSA impulsa en este Núcleo de Desarrollo Endógeno, ubicado en el estado Barinas, tierra de
Zamora, los siguientes aspectos en beneficio de la comunidad:
Construcción de comités de salud, educación, tierras urbanas (se regularizó la tenencias de
tierras), mesas técnicas de agua y se llevaron a cabo talleres de organización con los Consejos
Comunales y Cooperativas en diversas áreas.
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En materia de educación, se implementaron los huertos escolares productivos, se
reacondicionaron y dotaron las unidades educativas convirtiéndolas en escuelas bolivarianas, se
llevó a cabo la construcción de la Aldea Universitaria, así como la instauración de un infocentro y
el acondicionamiento del multihogar.
La salud ha sido beneficiada a través de la rehabilitación y dotación del ambulatorio Rural de
Santa Inés y la construcción de un Consultorio de Asistencia Médica Integral de la Misión Barrio
Adentro I, en el Sector Gallegos Pagüey. Igualmente, se llevaron a cabo operativos médicos y
jornadas oftalmológicas con la Misión Milagro.
El sistema productivo lo impulsa la Granja Integral Ezequiel Zamora, conformada por diversos
componentes, entre ellos: el galpón avícola, la siembra de hortalizas, pasto de corte y la cría de
cachamas. El componente porcino, cuenta con una unidad de biodigestión para producción de
biogas; lombricultivos para la producción de fertilizante orgánico; un programa de inseminación
artificial para el incremento y mejoramiento del rebaño de doble propósito, así como la puesta en
funcionamiento de una quesera artesanal. A su vez, Mercal ayuda a los productores de la zona a
comercializar los excedentes de su producción.
Se han fortalecido el deporte y la cultura mediante la creación de espacios, incluyendo la
rehabilitación de instalaciones, dotación de insumos e implementos, así como la creación de un
periódico, “Santa Inés Avanza”, órgano divulgativo del núcleo.
El hábitat también ha sido atendido, reemplazando ranchos por casas dignas. El urbanismo
Ezequiel Zamora recibió además asistencia en el área de electrificación y asfaltado.
En materia de servicios públicos se instaló un módulo de servicios PDV, donde en conjunto con la
distribución de combustibles y lubricantes, se prestan servicios de reparación de mecánica ligera
y suministros de repuestos automotrices y agrícolas; en el acueducto de la zona se instaló un
sistema de cloración de agua y un sistema de recolección de aguas servidas; se dotó de
contenedores y un camión recolector de basura; y se estableció un convenio con la policía rural
y la Alcaldía de Zamora, para apoyo en materia de seguridad.
La vialidad se rehabilitó, a través de un convenio con el 6to. Cuerpo de Ingenieros del Ejército,
desde Santa Inés hasta la bifurcación de Santa Lucía, que incluye la nivelación de la calzada de
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rodamiento, recuperación y mejoramiento de las obras de drenaje de agua de lluvia y la
colocación de la red de paradas.
Núcleo de Desarrollo Endógeno Fabricio Ojeda (NUDEFO)
PDVSA efectuó aportes y donó la sede que ocupa el Núcleo de Desarrollo Endógeno Fabricio
Ojeda (NUDEFO), la antigua Planta de Llenado “Nueva Caracas”, en el oeste de Caracas, que
durante 12 años estuvo inactiva por causa del aumento de la población. A la fecha se han
ejecutado principalmente las siguientes obras: Clínica Popular Fabricio Ojeda, Botica Popular,
Producción Textil, Producción de Calzado, Sector Agrícola, Súper Mercal, Farmacia Cooperativa,
Canchas Deportivas, Plaza Comunitaria, Redoma y Módulo de Información, Construcción de Sala
de Uso Múltiples, Culminación del Cafetín, Conformación de 40 Consejos Comunales y
Construcción de 90% de la Edificación Escuela de Formación para la Construcción Popular
Simón Rodríguez.
Adicionalmente, el Centro de Arte La Estancia, de la mano con el Núcleo de Desarrollo Endógeno
Fabricio Ojeda (NUDEFO) profundizó su misión de acción cultural, social y educativa para
favorecer a las comunidades de la parroquia Sucre (Catia). En tal sentido se consolidaron los
siete programas diseñados en el año 2007, que se mencionan a continuación: música y aroma de
café, sábados infantiles, jueves de teatro, educación y cultura, fiestas tradicionales, programa de
visitas guiadas al NUDEFO y escuela de circo social.
Núcleo de Desarrollo Endógeno Cantinas “Guaracarumbo”
PDVSA impulsa en este NUDE, ubicado en el sector Carretera Vieja de La Guaira, Distrito
Capital, los siguientes aspectos en beneficios de la comunidad:
Construcción de una Ciudadela Universitaria, con centros de producción adecuados a las
potencialidades de la zona, dotada de Infocentro, áreas deportivas, guardería, comedor,
residencia universitaria, auditorio, mercal con farmacia, sala de rehabilitación integral, centro de
salud y diagnóstico de 2do. nivel y biblioteca pública. A la fecha se ha logrado la desactivación y
desmantelamiento de la antigua planta de distribución de combustible cantinas, estudios
geológicos de los suelos y desarrollo conceptual de proyectos.
Núcleo de Desarrollo Habitacional Catia la Mar
Ubicado en Catia la Mar, estado Vargas, contempla el desmantelamiento y reubicación de la
planta de distribución de combustible de la zona, con la finalidad de desarrollar un complejo
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habitacional para las comunidades del estado Vargas. Durante el año 2008, se logró culminar la
Fase I, la cual consistió en el desmantelamiento de 9 tanques de combustible y un avance de
98% de la ingeniería básica y detalles relacionados con la reubicación de las instalaciones
industriales de la planta.
7.1.3. Proyectos y Planes Sociales
Proyecto Etanol
Proyecto de producción de alcohol con fines carburantes, a partir de la caña de azúcar,
entregándose a la Corporación Venezolana Agraria (CVA) recursos por un monto de 160 millones
de dólares, para cubrir la demanda de etanol de PDVSA hasta el año 2010, estimada en 20 mil
barriles diarios.
Plan de Vialidad
Durante el período 2005–2008, PDVSA aportó recursos por 455 millones de dólares para los
Proyectos de Infraestructura Vial, mediante la firma de diversos Convenios con Gobernaciones y
Alcaldías, para la ejecución de las siguientes obras:
• Rehabilitación del tramo vial San Silvestre, San Rafael de Canagua, El Toreño Santa
Lucía y el tramo ramal Santa Inés, estado Barinas.
• Construcción de aceras en los Teatros de Operaciones 1 y 2, en la Dirección Sectorial de
Servicios y en la División de Ingeniería del Ministerio de la Defensa.
• Rehabilitación, pavimentación y reparación de vías y puentes en los estados Cojedes y
Barinas.
• Reparación y mejora de carreteras en el estado Bolívar.
• Rehabilitación de 42 kilómetros de las vías; Dos Caminos-Boro-Las Veritas-Iracurarigua,
municipio Torres y municipio Morán, estado Lara.
• Reparación de las autopistas Francisco Fajardo y Prados del Este, Distrito Capital.
• Rehabilitación de la carretera troncal 17 Lara–Zulia.
• Trabajos de mantenimiento y rehabilitación de 301 kilómetros de la Troncal 19, estado
Apure.
• Aporte al Ministerio del Poder Popular para la Infraestructura, para la ejecución de obras
de asfaltado en todo el territorio nacional, enmarcadas dentro del Plan de Vialidad 2005.
• Aportes para la construcción de la autopista José Antonio Páez, tramos ubicados en los
estados Portuguesa y Barinas.
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• Aportes para la Rehabilitación de la vía Troncal 13 Tramo Chaguaramas-El Sombrero en
el estado Guárico y de la vía Troncal 15, límite Anzoátegui-Santa María de Ipire-El
Socorro-Valle de la Pascua, estado Guárico.
• Aportes para la Rehabilitación de la Carretera Nacional Tramo La Encrucijada-San Juan
de los Morros, en el estado Aragua, límite con el estado Guárico.
• Plan Nacional de Vialidad, Etapa Cobertura Nacional. Este proyecto ha permitido la
pavimentación de 462 Km. de calles, carreteras y autopistas a nivel nacional.
• Plan de Asfaltado 2007-2008 del estado Falcón.
• Avances en las Obras de pavimentación y repavimentación de la Parroquia Altagracia del
municipio Sucre, Parroquia Santa Catalina del municipio Bermúdez, ubicados en el estado
Sucre.
• Avances en la construcción de la Carretera Perimetral de la Península de Paraguaná, este
proyecto incluye la construcción de una nueva vía de 75.606 Km. entre los poblados de
Los Taques y Las Camaraguas, estado Falcón.
7.1.4. Aportes a Comunidades
Al 31 de diciembre de 2008, PDVSA ha aportado 1.592 millones de dólares, destinados a la
atención de diferentes casos, según se especifica a continuación:
Tratamientos e Intervenciones: 15.991 casos atendidos
• Tratamiento de Quimioterapia y Radioterapia.
• Tratamientos Médicos.
• Cirugías Cardíacas.
• Intervenciones Quirúrgicas Traumatológicas.
• Craneotomía.
• Transplantes de Médula Ósea.
• Implantes Cocleares.
• Intervención quirúrgica para erradicar un Tumor Desmoide recurrente, en el hemitorax
izquierdo superior, a una adolescente venezolana de trece años en España.
Dotación de Materiales y Equipos: 658 casos atendidos
• Dotación de Insumos Médicos Quirúrgicos.
80
• Dotación de Equipos Médicos de uso diario: muletas, sillas de ruedas, colchones
antiescaras, férulas, etc.
• Dotación de Prótesis y Auxiliares Auditivos.
• Dotación de 1 Ambulancia y 1 unidad móvil médico asistencial, la cual presta servicio
asistencial tipo 2 con una capacidad para atender a una población de 12.000 habitantes
(municipio Antonio Díaz, estado Nueva Esparta)
• Dotación de 3 unidades de ambulancia tipo II para el Instituto Autónomo de Protección
Civil Táchira.
• Creación de un sistema digital de imágines médicas para el servicio de radiología de las
áreas correspondientes a Terapia Intensiva, Emergencia y Mamografía del Hospital
Universitario de Caracas. Esta donación tendrá incidencia directa en la capacidad actual
del centro hospitalario, el cual atiende a 1.200 camas.
Apoyo Institucional: 82 casos atendidos
• Becas de Equinoterapia para niños con parálisis cerebral.
• Donaciones a entes gubernamentales y no gubernamentales así como: Fundaciones y
Asociaciones Civiles sin fines de lucro, como: Hospital Luis Razetti, José Gregorio
Hernández, Pérez de León, Domingo Luciani, Magallanes de Catia, José María Vargas,
Hospital Militar Carlos Arvelo, Manuel Núñez Tovar, José Ignacio Baldó del Algodonal, etc.
y escuelas bolivarianas.
• Operativos para la entrega de lentes, medicinas y juguetes.
• Acondicionamiento del Hospital Modelo de Mariara, estado Carabobo.
• Electrificación de comunidades en las zonas rurales de los estados Barinas y Apure.
• Culminación del mercado de Guasdualito, estado Apure.
• Aportes a la Asociación de Pescadores de Amuay, estado Falcón.
• Proyecto Paseo Recreacional y Turístico Generalísimo Francisco de Miranda, municipio
Colina, estado Falcón.
• Mejoras a la infraestructura de la Fundación del Niño del estado Anzoátegui.
• Construcción de 2 presas de gaviones para el control de sedimentos de la Microcuenca
Hospital El Algodonal, ubicado en Antímano, municipio Libertador.
• Mejoras y acondicionamiento del Círculo Militar de Caracas, lo cual contempla Adecuación
Eléctrica, reparación del sistema de Aire Acondicionado y obras de Infraestructura en el
Salón Venezuela.
81
• Jornadas Comunitarias Moral y Luces en Escuelas del área Metropolitana, con mejoras y
reacondicionamiento de escuelas; y dotación de útiles escolares.
• Donación de 4,62 millones de litros de combustibles y lubricantes a comunidades de
escasos recursos, principalmente pescadores artesanales.
• Se culminó la adecuación de Módulo de Suministro de Aviación Caicara del Orinoco, para
apoyar a Comunidades Indígenas y la Fuerza Armada en el Área Fronteriza.
Contemplado en el Plan Estratégico de Desarrollo y Consolidación del Sur del País.
• Proyecto Isla Guaraguao, el cual incluye un proyecto endógeno que combina dignificación
de viviendas, con infraestructura de asentamiento pesquero y proyectos económicos
organizados en EPS.
• Apoyo a las Alcaldías Mara y Páez del estado Zulia, a fin de atender las necesidades de
asistencia médica especial de las comunidades indígenas Waayú y Añú, tales como:
intervenciones quirúrgicas, compra de equipos ortopédicos, implantes y prótesis,
quimioterapias y radioterapias, medicamentos y otros.
• Avances en la Construcción de 2.300 viviendas asociadas al proyecto “Sustitución de
Ranchos por Viviendas Dignas” en el estado Mérida.
• Se han hecho aportes de 10 de equipos de computación y audiovisuales para la
realización de actividades educativas como aporte al desarrollo cultural de niños de
sectores populares.
• Dotación de 2 autobuses al Taller de Educación Laboral Bolivariana Ciudad Trujillo, para
beneficiar a 60 jóvenes y adultos de escasos recursos económicos y con necesidades
educativas especiales tales como: discapacidad intelectual, autismo, parálisis cerebral,
síndrome de down y deficiencias auditivas.
• Donación de equipos e implementos de mantenimiento de áreas verdes para la unidad
educativa bolivariana Gran Colombia en Caracas, municipio Libertador.
• Dotación de enseres y equipos para la casa de los abuelos en Petare, con los cuales se
benefician 1.000 adultos mayores residentes de la parroquia Sucre.
• Apoyo financiero para la dotación de mobiliario y equipos de transporte para el Consejo
Nacional del Niño, Niña y el Adolescente, en los municipios Urariche, estado Yaracuy y el
municipio Francisco de Miranda, estado Guárico.
• Contribución al Ballet Nuevo Mundo, para el proyecto Sistema Integral de Danzas, para
beneficiar a 22 Parroquias del municipio Libertador. Con este proyecto se formaron 880
miembros, bajo la modalidad de curso intensivo de danza para ofrecer a las comunidades
una experiencia inédita.
82
• Construcción de un módulo para brindar atención integral en la Fundación de Amigos de
Centros Infantiles, estado Barinas.
• Se realizaron 16 talleres de pintura, atendiéndose a 521 niños y niñas de comunidades del
área metropolitana de Caracas.
• En el estado Monagas se desarrollaron clínicas deportivas en las que participaron 510
personas de las comunidades de Los Jabillos, Godofredo González, Raúl Leoni
Paramaconi, Constituyente, San Simón y Boquerón.
7.2. Proyectos ejecutados con gestión propia
Son proyectos que corresponden a la inversión directa que realiza PDVSA y sus filiales,
equivalente a 10% del monto estimado para la ejecución de proyectos de inversión, según lo
establecido en la Resolución de Junta Directiva del 10 de abril de 2006. También incluye
proyectos realizados por las Empresas Mixtas con 1% de las utilidades antes del impuesto, y
1,11% de los volúmenes extraídos (ventajas especiales), utilizando la estructura organizativa y el
recurso humano de las diferentes empresas involucradas.
Los objetivos y metas de PDVSA, en materia de desarrollo social, durante el año 2008, se
alcanzaron a través de la ejecución de un conjunto de Programas Sociales, a saber:
Educación Bolivariana: Línea programática dirigida a profundizar la universalización de la
educación en la población venezolana garantizando la extensión de la cobertura de la matrícula,
la permanencia, y la prosecución escolar, a través de la construcción, rehabilitación y ampliación
de la infraestructura física, y la dotación de materiales y equipos de centros educativos en sus
distintos niveles y en acciones de capacitación al personal docente.
A continuación se presentan principales logros por región:
Occidente (estado Zulia): Seis escuelas construidas, 61 centros educativos rehabilitados, 12
ampliados y 64 dotados con mobiliarios. Entre las cuales destacan las siguientes:
• Escuela Bolivariana Antonio Ricaurte (municipio Mara).
• E.B. Concentrada El Escondido y E.B. Nacional El Tamaral (municipio Páez).
• Escuela Alicia Marcano y Escuela La Willians (municipio Cabimas).
• Escuela Tepichi Talashi II, escuelas bolivarianas Los Pozos y Campo Boscán (municipio
La Cañada de Urdaneta).
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Población Beneficiada: 28.591 estudiantes.
Centro Occidente (estados Falcón y Carabobo): Seis escuelas construidas, 16 centros
educativos rehabilitados, seis ampliados y 25 dotados con mobiliarios. Entre las cuales destacan
las siguientes:
• Liceo Dr. Calle Sierra (municipio Miranda).
• E.B. Salvador Curiel (municipio Colina).
• U.E. Maestro Gallegos (municipio Carirubana).
• E.B. El Cuvi (municipio Urumaco).
• U.E. Antonio Dolores Ramones (municipio Colina).
• Escuela Granja Fe y Alegría de Santa Rita (municipio Zamora).
• 31% de avance en la construcción de la nueva sede de la Universidad Bolivariana de
Venezuela (UBV) (Punto Fijo).
• Inicio de la construcción de la Aldea Universitaria de Puerto Cabello.
Población Beneficiada: 30.313 estudiantes.
Los Llanos (estados Barinas y Apure): Dos escuelas construidas, un centro educativo
rehabilitado y ocho dotados con mobiliarios. Entre las cuales destacan las siguientes:
• U.E. José Rafael Mendoza Rubio y E.C. Chaparral (municipio Pedraza).
• Construcción de la 1ra. y 2da. etapa de la Escuela Técnica Agropecuaria San Silvestre y
Manuel Palacio Fajardo.
• Construcción del Liceo Ubaldina del Carmen Ribas (municipio José Antonio Páez).
Población Beneficiada: 3.070 estudiantes.
Metropolitana (estado Vargas y Distrito Capital): Tres unidades educativas construidas, 20
centros educativos rehabilitados, 2 escuelas ampliadas y 54 centros dotados con materiales y
equipos. Se destaca:
• U.E. Bolivariana Miranda, U.E. Carlos Gauna, U.E. Buenos Aires, U.E. El Jarrillo
(municipios Los Salias, Carrizal y Guaicaipuro).
Población Beneficiada: 9.734.
Oriente (estados Nueva Esparta, Anzoátegui, Sucre, Monagas y Delta Amacuro): 20
unidades educativas construidas, 29 centros educativos rehabilitados, 29 escuelas ampliadas y
38 dotados con materiales. Entre las cuales destacan las siguientes:
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• Dotación Escuela La Medianía (municipio Píritu).
• Dotación Liceo Bolivariano Las Cocuizas (municipio Carvajal).
• Dotación Escuela Campo Alegre (Bruzual).
• Dotación Centro Educativo Santo Domingo (municipio Simón Bolívar).
• Dotación Escuela Técnica Agropecuaria Parcelamiento San Joaquín (municipio Anaco).
• Dotación Escuela Bolivariana Carbonero (municipio Pedro María Freites).
• Dotación Escuela Manuela Sáenz, Escuela Bolivariana (El Viñedo, municipio Simón
Bolívar).
• Dotación Escuela Bolivariana Diego Arreaza Monagas (municipio Peñalver).
• Dotación Escuela Bolivariana Maturín (Azagua).
• Dotación de las siguientes escuelas: Escuela Bolivariana 23 de Enero, E.B. Simón
Rodríguez y Escuela Bolivariana Barquisimeto (municipio Punceres).
• Dotación de las siguientes escuelas: Escuela Unitaria Mara de los Ranchos, Unidad
Educativa Onado, Escuela Básica Concentrada Arenal II (municipio Aguasay).
• Construcción de diversas obras en la sede la UBV en Maturín a saber: anfiteatro, plaza
del estudiante, cancha de usos múltiples, paseo Los Ilustres y plaza cívica, entre otros.
• Ampliación y rehabilitación Escuela Bolivariana 19 abril (Araguito).
Población Beneficiada: 16.401 estudiantes.
Faja Petrolífera del Orinoco (estados Guárico, norte de Bolívar, sur de Anzoátegui y
Monagas): 23 nuevas escuelas bolivarianas, 75 centros educativos rehabilitados, 441 centros
educativos ampliados y dotados. Entre las cuales destacan las siguientes:
• Pre-escolar Las Ardillitas, Escuela Técnica Agropecuaria Atapirire y escuela bolivariana
Boca del Pao (municipio Francisco de Miranda).
• Unidad Educativa Chaguaramas y la Unidad Educativa Belkis Guevara Diquez (municipio
Libertador).
• Escuela bolivariana La Canoa, la Unidad Educativa Juasjuillal y la Unidad Educativa
Nuevo Mamo (municipio Independencia).
• Escuela Técnica Agropecuaria Mapire y la Unidad Educativa Cogollal (municipio José
Gregorio Monagas).
• Unidad Educativa Enrique Bernardo Núñez (municipio Leonardo Infante).
• Unidad Educativa Bolivariana José María Bierold (municipio Cedeño).
Población Beneficiada: 43.192 estudiantes.
85
Salud Integral: Línea programática dirigida a profundizar la atención integral en salud en forma
universal, garantizando la expansión y la consolidación de los servicios de salud de manera
oportuna y gratuita a través de la construcción, rehabilitación y ampliación de la infraestructura
física, la dotación, el equipamiento, y el apoyo en la capacitación, y presencia del personal
profesional y paramédico en los centros de salud.
A continuación se presentan principales logros por región:
Occidente (estado Zulia): Tres nuevos módulos de Barrio Adentro construidos, 17 centros
rehabilitados, 24 dotados con medicamentos y equipos y 22 jornadas médicas realizadas. Entre
las cuales destacan las siguientes:
• Rehabilitación Hospital Coromoto de Maracaibo.
• Construcción de Casas de Alimentación (sectores La Plata, Los Cilantrillos, Tropezón y
Las Palmas).
• Construcción de módulos de Salud (El Tropezón y Km. 11 en Cabimas).
Población Beneficiada: 10.396 personas.
Centro Occidente (estados Falcón y Carabobo): Construcción de: un módulo de Barrio
Adentro; rehabilitación de: nueve módulos de Barrio Adentro y un ambulatorio; ampliación de: dos
ambulatorios, dotación a 23 centros con medicamentos y equipos y seis jornadas médicas
realizadas. Entre las cuales destacan las siguientes:
• Dotación de la Unidad Diagnóstica de la Mujer del Instituto Regional de la Mujer.
• Dotación de los ambulatorios rurales San Gregorio, Sabaneta y El Recreo (municipio
Miranda).
• Dotación del Hospital Simón Bolívar de Mariara (municipio Diego Ibarra).
• Dotación del Ambulatorio Guacara - Yagua (municipio Guacara).
Población Beneficiada: 78.501 personas.
Los Llanos (estados Barinas y Apure): Cinco hospitales dotados con medicamentos y equipos
y una gran jornada médica que atendió a cinco comunidades. Población Beneficiada: 4.320
personas.
Metropolitana (estado Vargas y Distrito Capital): Dos nuevos módulos de Barrio Adentro
construidos, 22 centros rehabilitados, 77 dotados con medicamentos y equipos y siete jornadas
médicas. Entre las cuales destacan las siguientes:
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• Módulos de Barrio Adentro Teófilo Moros, Palo Alto, El Tanque, Rómulo Gallegos, La
Cruz, Mataruca, 23 de Enero, El Terminal y El Vigía (municipios Guaicaipuro, Carrizales y
Los Salias).
• Avance en el programa de fortalecimiento del sistema de atención de salud (Altos
Mirandinos).
• Rehabilitación de la sala de cuidados intensivos de pediatría y servicio de cirugía del
Hospital General Victorino Santaella (Los Teques).
Oriente (estados Nueva Esparta, Anzoátegui, Sucre, Monagas y Delta Amacuro):
Construcción de: 33 nuevos módulos de Barrio Adentro y un ambulatorio; rehabilitación de: 37
módulos de Barrio Adentro, un ambulatorio, seis CDI, cinco centros de salud y cinco hospitales;
dotación de: 28 módulos de Barrio Adentro, siete ambulatorios, tres casas de alimentación, un
CDI y 17 centros de salud; ampliación de: tres centros de salud. Entre las cuales destacan las
siguientes:
• Dotación del Hospital Dr. Pedro Gómez Rolingson (municipio Píritu).
• Dotación Casa Hogar Simoncito (municipio Píritu).
• Dotación Ambulatorio Rural tipo II (Santa Rosa).
• Dotación de los ambulatorios El Amparo y el Merey (municipio Pedro María Freites).
• Dotación del Hospital Dr. Nicolás Geannini (municipio Púnceres).
• Dotación de los ambulatorios rurales Mata de los Ranchos y Altamira (municipio
Aguasay).
• Dotación de los ambulatorios rurales Las Piedritas y Cataral (municipio Maturín).
• Adecuación del Hospital Darío Márquez.
• 238 jornadas médicas beneficiando a 392 comunidades.
• Ampliación, remodelación y dotación del Hospital Dr. Luis Razetti de Barcelona.
• Ampliación, remodelación y dotación de la Clínica Nueva Esparta (La Asunción).
Población Beneficiada: 54.875 personas en 411 comunidades.
Faja Petrolífera del Orinoco (estados Guárico, norte de Bolívar, sur de Anzoátegui y
Monagas): Construcción de: dos ambulatorios y dos casas de los abuelos; rehabilitación de: 15
ambulatorios y dos CDI; dotación de: medicamentos y equipos a 4 módulos de Barrio Adentro, 23
ambulatorios, dos hospitales y siete centros de protección social; y ampliación de: cinco
ambulatorios. Entre las cuales destacan las siguientes:
• Hospital Dr. Tulio López Ramírez (municipio Sotillo).
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• Hospital Tipo I Pariaguan (municipio Francisco Miranda).
• Ambulatorios rurales El Pueblito y La Esperanza (municipio Independencia).
• Ambulatorio rural Espino (municipio Leonardo Infante).
• Ambulatorio rural San Joaquín del Tigre (municipio Maturín).
• Ambulatorios rurales de Zuata, Uverito, Catalinero (municipio José Gregorio Monagas).
• Casa de los Ancianos (municipio Santa María de Ipire).
Población Beneficiada: 4.544 personas.
Infraestructura de Servicios: Línea programática dirigida a la implantación y operación de
servicios públicos básicos de suministro de energía eléctrica, agua potable, saneamiento
ambiental, vialidad y transporte público, así como la consolidación del hábitat y la calidad de las
viviendas familiares, en poblaciones históricamente excluidas de estos derechos sociales.
A continuación se presentan principales logros por región:
Occidente (estado Zulia): 15 proyectos de servicios eléctricos ejecutados, construcción de 911
viviendas, 10 Km. de vialidad construidos y 54 Km. rehabilitados. Entre las cuales destacan las
siguientes:
• Construcción de 10.013 mts de tubería para distribución de agua potable.
• Se entregaron 4.856 tanques domésticos y se construyeron tres tanques de agua.
• Proyecto de Dignificación Revolucionaria Popular El Marite: construcción de 697
viviendas, un centro cultural, dos bibliotecas y 15 comunalitos, entre otros.
• Se entregaron cuatro vehículos para la mejora del transporte público (municipios Simón
Bolívar y Cabimas).
Población Beneficiada: 9.872 familias.
Centro Occidente (estados Falcón y Carabobo): Construcción y rehabilitación de tendido
eléctrico y vías, saneamiento de agua potable y 76 proyectos de sistemas eléctricos. Entre las
cuales destacan las siguientes:
• Construcción de 2,7 Km. de tendido eléctrico y rehabilitación de 201,10 Km.
• Instalación de 28 Km. de tubería de aguas (Coro y Paraguaná).
• Construcción de una planta de tratamiento de agua (sector Mitare, municipio Miranda).
• Se inició la construcción de la Carretera Perimetral de Paraguaná, con 75,5 Km.
construidos y 88,4 Km. rehabilitados.
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• Construcción del terminal de pasajeros de Punto Fijo.
• Se ejecutaron 76 proyectos para la rehabilitación, mejoras y ampliación de sistemas
eléctricos en convenio con Cadafe-Corpoelectro.
• Construcción de pasarela peatonal Av. Intercomunal Alí Primera.
• Rehabilitación de 12 Km. de vialidad discontinuos en el tramo El Cabrito - Vigirima
(municipio Guacara).
Población Beneficiada: 63.560 habitantes.
Los Llanos (estados Barinas y Apure): Construcción y rehabilitación de vías; y construcción de
centros deportivos. Entre las cuales destacan las siguientes:
• Construcción de 5,3 Km. de vialidad (municipio Obispos).
• Rehabilitación 45 Km. de vialidad (municipio Barinas, José Antonio Páez y Rómulo
Gallegos).
• Construcción y acondicionamiento de las vías de Lechozote, vía Hato Viejo y Mesero
Moraleño (municipios Barinas y Pedraza).
• Construcción de cinco canchas de usos múltiples (municipios Barinas y Sosa).
• Entrega de seis plantas eléctricas (municipio Rómulo Gallegos).
• Construcción de 60 Km. de línea eléctrica (municipio José Antonio Páez).
• Construcción de terraza y cerca perimetral para la Aldea Universitaria (municipio José
Antonio Páez).
Población Beneficiada: 200 familias.
Metropolitana (estado Vargas y Distrito Capital): Apoyo en el servicio de transporte a las
comunidades. Se destaca:
• Entrega de dos vehículos para la mejora del servicio de transporte a niños especiales y
adultos mayores.
Población Beneficiada: 60 personas.
Oriente (estados Nueva Esparta, Anzoátegui, Sucre, Monagas y Delta Amacuro):
Construcción de tendidos eléctricos, construcción de vías, rehabilitación de pozos de agua y
construcción de viviendas. Entre las cuales destacan las siguientes:
• Construcción y rehabilitación de 46.691,55 Km. de tendido eléctrico beneficiando a 490
viviendas.
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• Construcción de 152.867 Km. de redes de acueductos para el suministro de agua
potable.
• Perforación y rehabilitación de 20 pozos de agua, construcción de un tanque elevado de
almacenamiento y entrega de tres tanques domésticos.
• Construcción de 435 nuevas viviendas.
• Construcción y rehabilitación de 22.137,43 Km. de vialidad en sectores populares.
• Entrega de cinco vehículos para la mejora del servicio de transporte público.
• Culminación de la construcción de la plaza El Nazareno, el estadium de béisbol menor en
Caripito y el techo del Mercal de Paramaconi.
• Construcción de dos canchas deportivas de usos múltiples (municipio Tubores).
• Ejecución del sistema de transporte acuático del bajo Delta para la movilización de las
comunidades indígenas.
Población Beneficiada: 1.927 viviendas, 52.790 personas y 29 comunidades.
Faja Petrolífera del Orinoco (estados Guárico, norte de Bolívar, sur de Anzoátegui y
Monagas): Construcción de tendidos eléctricos, construcción de vías, rehabilitación de pozos de
agua y construcción de viviendas. Entre las cuales destacan las siguientes:
• Construcción y rehabilitación de 120.100 mts de tendido eléctrico.
• Entrega cuatro plantas eléctricas a comunidades.
• Instalación de 30.136 mts de redes de acueductos para el suministro de agua.
• Rehabilitación de tres pozos de agua potable y construcción de 12 tanques elevados.
• Construcción de 49 nuevas viviendas.
• Construcción y rehabilitación de 20,7 Km. de vías.
• Construcción de un sistema de generación eléctrica para la población de Temblador,
Palital, La Flecha, Coloradito y Carapa.
• Entrega de unidades de transporte fluvial para mejorar el servicio y movilización de la
comunidad de San Rafael.
• Entrega de 31 vehículos para la mejora del servicio transporte público terrestre.
Población Beneficiada: 5.939 viviendas y 38.258 personas.
Economía Socialista: Línea programática dirigida a impulsar un nuevo modelo productivo
diversificado y endógeno como base económica del Socialismo Bolivariano, a través de la
ejecución de proyectos orientados a mejorar y ampliar la infraestructura en los sectores
productivos del campo venezolano con el objeto de incrementar la soberanía y la seguridad
90
alimentaria, y la participación asociada de los pequeños productores. A continuación se
presentan principales logros por región:
Occidente (estado Zulia): Se fortaleció la actividad económica través de la ejecución de distintos
proyectos para apoyar a 955 pequeños productores. Entre las cuales destacan las siguientes:
• Desarrollo de 65 proyectos: siete proyectos de agricultura vegetal y 58 proyectos de
agricultura animal.
• Creación de 30 patios productivos hidropónicos (municipio Machiques).
• Entrega de insumos y equipos a 52 unidades productivas asociadas.
• Se fortalecieron 15 NUDES (José Leonardo Chirinos en Cabimas, Agroalimentario Palito
Blanco en Jesús Enrique Lossada y El Hornito en el municipio Miranda, Raúl Cuenca,
entre otros).
Población Beneficiada: 26 comunidades atendidas.
Centro Occidente (estados Falcón y Carabobo): Ejecución de proyectos dirigidos a fortalecer
la actividad económica de pequeños productores en cuatro comunidades. Entre las cuales
destacan las siguientes:
• Ejecución de dos proyectos de la Unidad Educativa Agropecuaria Fe y Alegría
(Cumarebo, municipio Zamora).
• Entrega de insumos y equipos a dos unidades productivas asociadas.
• Ejecución del Proyecto Endógeno Acuícola.
Los Llanos (estados Barinas y Apure): Ejecución de proyectos dirigidos a fortalecer la actividad
económica de pequeños productores. Entre las cuales destacan las siguientes:
• Desarrollo integral socialista Campo Caipe que promueve la producción piscícola de
cachama en cautiverio (municipios Barinas, Obispos y Cruz Paredes).
• Núcleo de Desarrollo Endógeno San Silvestre que promueve la producción hortícola y
pecuaria.
• Culminación de la construcción de un ingenio panelero para el procesamiento de caña.
• Construcción y dotación del Taller Agroindustrial San Silvestre.
• Se otorgaron 127 créditos agrícolas a pequeños productores de maíz.
Metropolitana (estado Vargas y Distrito Capital): Ejecución de proyectos dirigidos a fortalecer
la actividad económica de pequeños productores. Entre las cuales destacan las siguientes:
• Siete proyectos de agricultura vegetal.
91
• Entrega de insumos y equipos a cuatro unidades productivas asociadas.
• Avances en la consolidación del NUDE Quebrada la Virgen (Los Teques).
• Avances en la consolidación del NUDE Fabricio Ojeda (parroquia Sucre).
• Avances en la consolidación del NUDE La Cantina (carretera vieja Caracas - La Guaira).
• Avances en la consolidación del NUDE Urimare y Proyecto desarrollo habitacional Catia la
Mar (estado Vargas).
Oriente (estados Nueva Esparta, Anzoátegui, Sucre, Monagas y Delta Amacuro): Ejecución
de proyectos dirigidos a fortalecer la actividad económica de pequeños productores. Entre las
cuales destacan las siguientes:
• Desarrollo de 103 proyectos: 52 de agricultura vegetal y 51 de agricultura animal.
• Entrega de insumos y equipos a 209 unidades productivas asociadas.
• Desarrollo del proyecto avícola familiar y producción caprina (municipio Simón Bolívar).
• Desarrollo del proyecto endógeno Pamatacual (municipio Guanta).
• Desarrollo de la unidad de producción comunal casabera Caracoles (municipio Aragua).
• Desarrollo de los proyectos agroindustriales: Maíz, La Pica, Caripito, Manresa, Muscar,
destinados a desarrollar la ganadería, agricultura, piscicultura, comercialización y turismo
de la zona.
• Ejecución del proyecto integral de capacitación e infraestructura del programa del cacao,
apalancado por APROFOROCAO.
• Asistencia y capacitación de pescadores artesanales (Delta Amacuro).
• Ejecución del proyecto desarrollo del Delta del Orinoco para la mejora de diferentes
servicios públicos (municipios Tucupita y Casacoima).
Población Beneficiada: 11.686 unidades productoras asociadas.
Faja Petrolífera del Orinoco (estados Guárico, norte de Bolívar, sur de Anzoátegui y
Monagas): Ejecución de proyectos dirigidos a fortalecer la actividad económica de pequeños
productores asociados. Entre las cuales destacan las siguientes:
• Desarrollo de 174 proyectos: 157 de agricultura vegetal y 17 de agricultura animal.
• Entrega de insumos y equipos a 48 unidades productivas asociadas.
• Programa Agroproductivo (municipio Leonardo Infante).
• Fortalecimiento del Núcleo de Desarrollo Endógeno de Palital de Bañadores (comunidad
indígena Kariña).
Población Beneficiada: 3.006 productores, 4.326 personas y 84 comunidades.
92
Poder Popular: Línea programática dirigida a profundizar la democracia protagónica y
revolucionaria a través de la ampliación de los espacios de participación ciudadana y popular en
la gestión pública del desarrollo comunal, social y político de la Nación.
A continuación se presentan principales logros por región:
Occidente (estado Zulia): Promoción de 124 acciones de capacitación y asistencia técnica a
184 consejos comunales; se atendieron a 149 comunidades.
Centro Occidente (estados Falcón y Carabobo): Promoción de 30 acciones de capacitación y
asistencia técnica a 247 consejos comunales, se atendieron a 178 comunidades.
Los Llanos (estados Barinas y Apure): 37 acciones de formación y capacitación en 53
comunidades atendiendo a 46 consejos comunales.
Metropolitana (estado Vargas y Distrito Capital): 566 acciones de formación y capacitación en
180 comunidades atendiendo a 264 consejos comunales, ocho canchas deportivas construidas.
Oriente (estados Nueva Esparta, Anzoátegui, Sucre, Monagas y Delta Amacuro): 235 cursos
capacitación y asistencia técnica; atención a 858 consejos comunales en 160 comunidades;
fortalecimiento de la Misión Música. Entre las cuales destacan las siguientes:
• Apoyo al núcleo de la orquesta sinfónica juvenil e infantil de Caripito.
• Construcción y dotación de instrumentos musicales.
• Contribución en la creación de la orquesta juvenil e infantil Púnceres, integrada por 600
niños, niñas y adolescentes.
Faja Petrolífera del Orinoco (estados Guárico, norte de Bolívar, sur de Anzoátegui y
Monagas): 1.326 cursos capacitación y asistencia técnica y atención a 155 consejos comunales
en 99 comunidades.
7.3. Nuevas Filiales
Durante los años 2007 y 2008 la nueva PDVSA, impulsando el desarrollo económico y social del
país ha creado nuevas filiales, tales como: PDVSA Agrícola, PDVSA Gas Comunal, Productora y
Distribuidora Venezolana de Alimentos (PDVAL). A continuación se detallan los logros más
resaltantes de estas filiales:
93
7.3.1. PDVSA Agrícola
En el año 2008 se consolidó el plan de negocios de esta filial, el cual quedó constituido por una
cadena de proyectos estratégicos y estructurantes que apuntan hacia la transformación del agro
y la agroindustria en Venezuela y cuyo núcleo fundamental lo constituyen los complejos
agroindustriales de derivados de la caña de azúcar, dirigidos a la producción de etanol, de
levadura forrajera, de bagazo hidrolizado y de mieles invertidas, que constituyen insumos
fundamentales en los proyectos de producción de carne y leche.
Otro de los logros más importantes de esta filial es la creación de la Fundación Fondo Nacional
para la Producción Lechera (FONAPROLE), cumpliendo con los lineamientos del Ejecutivo
Nacional.
FONAPROLE nace para apoyar el desarrollo del sector lácteo, a través de la estructuración de
un modelo organizativo socialista de producción, generador de cambios estructurales que
transformen el actual sector lácteo, con miras a garantizar la seguridad y soberanía alimentaria
de nuestros pueblos. Su objetivo es financiar programas de producción lechera apoyando a los
pequeños y medianos productores asociados en ocho cuencas (Machiques-Diluvio El Palmar, Sur
del Lago, Uribante-Sarare, Guanare-Ticoporo, Lara-Falcón-Yaracuy, Pao-Tiznados-Calabozo-
Valle de la Pascua, Guanipa, Apure-Arauca).
En su gestión se destacan:
• La tramitación y documentación de 1.215 créditos a pequeños y medianos productores
que arriman a las plantas del Gobierno Nacional, por un monto de 51 millones de dólares,
beneficiando a más de 2.300 familias.
• Se otorgaron 864 créditos por un monto de 34 millones de dólares, 14.385 kilos de
semillas de pastos y 409.200 kilos de fertilizante entregados, a 557 productores pecuarios
para incrementar la capacidad de sustentación de aproximadamente 9.000 animales.
• Se ha prestado apoyo a la Empresa Mixta Socialista Lácteos del Alba (EMSLA) para la
construcción de una planta procesadora de alimentos concentrados por la cantidad de 7
millones de dólares.
• Se fortaleció el proyecto “2do. Ciclo Social de Vacunación 2008” a través de alianzas
intergubernamentales SASA/INSAI–FONAPROLE, por un monto de 17 millones de
dólares, para la aplicación de vacunas (F.A., rabia y brucelosis) a 3,6 millones de
animales ubicados en 50.400 predios a nivel nacional, vacunándose a 236.000 animales.
94
• Se fortaleció la red de laboratorios de diagnóstico, producción y bioinsumos en ocho
laboratorios del Servicio Autónomo de Sanidad Agropecuaria (SASA), seis del Instituto
Nacional de Investigaciones Agrícolas (INIA), nueve en Universidades Públicas y una
planta de Inmunobiológicos; adicionalmente, se crearon dos Bancos de Suero.
7.3.2. PDVSA Gas Comunal
El 27 de noviembre de 2007 se constituyó PDVSA Gas Comunal, como una filial que se encarga
de garantizar el servicio público de distribución de Gas Licuado de Petróleo (GLP), gas metano
domiciliario y comercial, en forma confiable y oportuna que constituye una vital fuente de energía
para toda la población.
PDVSA Gas Comunal adquirió 60% de la actividad de distribución y comercialización del GLP
mediante la compra de Vengas, S.A. y Tropigas, S.A.C.A., las dos empresas más grandes del
sector privado de GLP, y controlando el 40% restante mediante el pago de contratos de servicio a
distribuidores privados, con lo cual la totalidad de la comercialización de GLP al mercado interno
es manejada directa e indirectamente por PDVSA.
Con estas acciones se da por terminada la dependencia que hasta el año 2007 se tenía con el
sector privado, en la prestación de este servicio público estratégico para el Estado y para la
población. Aunado a esto, la nueva filial maneja 33% del sector comercial de gas metano
domiciliario en el territorio nacional.
Actualmente, la red de gas doméstico de la Gran Caracas está conformada por 2.300 kilómetros
de tuberías que integran los ramales de alimentación, 50 estaciones de distrito y 70.000
estaciones de regulación que suministran gas a mediana presión (60 LPC) al usuario final, con
tuberías de diámetros entre 1 y 6 pulgadas, que conforman la red de distribución.
Un hito importante en este proyecto, es la puesta en servicio de la Planta Comunitaria de Llenado
de GLP “Daniel Silva Pacheco”, municipio Rojas, estado Barinas, en agosto de 2008, en
administración conjunta con la comunidad; planta de propiedad social que beneficia a 25.000
familias de los estados Barinas y Apure.
Actualmente se han incorporado al servicio de gas metano directo, un total de 14.500 hogares, de
los cuales 8.442 se conectaron en el año 2008, distribuidos entre los estados Carabobo,
Anzoátegui, Lara, Falcón, Monagas y el Distrito Capital.
En la región capital el suministro de gas doméstico es responsabilidad de PDVSA Gas Comunal,
atendiendo a 250.000 hogares, y en las regiones de oriente y occidente se alcanza para el
95
abastecimiento de 504.944 hogares, bajo la responsabilidad del sector privado en conjunto con
empresas municipales.
PDVSA Gas Comunal, S.A. hace relevante el desarrollo social de las comunidades, por lo cual
las ha integrado a la cadena productiva de esta filial de PDVSA, haciendo realidad a la fecha la
instalación de 1.712 estantes comunales, los cuales facilitan y aseguran la distribución de
cilindros contentivos de GLP; estos se encuentran repartidos a lo largo del territorio nacional,
transfiriendo de esta forma la distribución final a la población.
Es de resaltar que, como parte de la política de atención integral a los usuarios, se incorporó un
número 0800 – BOMBONA.
7.3.3. Productora y Distribuidora Venezolana de Alimentos, S.A. (PDVAL)
Con la finalidad de combatir el desabastecimiento, la especulación y el acaparamiento de los
principales productos alimenticios de la cesta básica, se instruyó a PDVSA la creación de una
empresa distribuidora de alimentos por lo que se funda la Productora y Distribuidora Venezolana
de Alimentos, S.A. (PDVAL), la cual en muy corto plazo derrotó el acaparamiento y la
especulación, con la distribución inmediata de productos alimenticios de la cesta básica, a precios
regulados.
Para garantizar el auto-abastecimiento de los rubros de grasas y aceites se logró la adquisición
de las empresas Industrias Diana, C.A, Palmeras Diana del Lago, C.A, Indugram, S.A. y
Productos La Fina, S.A; y para tener la gobernabilidad de la cadena de frío se compró el Centro
de Almacenes Congelados, C.A. (CEALCO), con una capacidad disponible de 42.000 toneladas
métricas. Igualmente a fin de ampliar nuestra red de comercialización y auto-abastecimiento se
adquieren 43 instalaciones, compuestas por edificaciones para puntos de ventas, almacenes,
terrenos, mataderos industriales y otros.
En el año 2008 se logró la distribución de 332.355 toneladas métricas de alimentos, se instalaron
1.705 PDVALITOS comunales habilitados, 1 PDVALITO comunal construido, 10 PDVALES en
Estaciones de Servicio PDV, 11 PDVALES Alianza Institucional. (Electricidad de Caracas,
Instituto Nacional de Nutrición y Metro de Caracas), 23 PDVALES Red, 3 HIPERPDVALES, 34
Mercados Municipales, 1.261 Panaderías Populares, logrando atender una población de
8.459.246 y generando 1.600 empleos directos y 37.200 indirectos.
96
Adicionalmente, se logró un ahorro promedio de 49% para los consumidores en los productos
alimenticios vendidos por PDVAL, en comparación con el precio promedio de los mismos rubros
de la red privada.
7.4. Fondo de Desarrollo Nacional (FONDEN)
La Reforma a la Ley del Banco Central de Venezuela (BCV) entró en vigencia el 20 de julio de
2005, contemplando un nuevo régimen para las transacciones de PDVSA en moneda extranjera.
De acuerdo con este nuevo régimen, PDVSA sólo está obligada a vender al BCV los ingresos en
moneda extranjera necesarios para satisfacer sus obligaciones en moneda local. Los montos
restantes en moneda extranjera, pueden ser mantenidos por PDVSA para satisfacer las
obligaciones e inversiones en moneda extranjera. Cualquier monto en exceso a lo descrito
anteriormente, debe ser transferido por PDVSA a FONDEN, ente creado por el Ejecutivo Nacional
el 9 de septiembre de 2005, según Gaceta Oficial de la República Bolivariana de Venezuela N°
341.413, con el objetivo de apoyar los proyectos sociales de inversión real productiva, educación,
salud, atención a situaciones especiales, y mejoramiento del perfil y saldo de la deuda pública
externa. Por otra parte, el 15 abril de 2008, entró en vigencia según Gaceta Oficial de la
República Bolivariana de Venezuela N° 38.910 la Ley de Contribuciones Especiales Sobre
Precios Extraordinarios del Mercado Internacional de Hidrocarburos, la cual contempla la
obligatoriedad de transferir a FONDEN los excedentes de la renta petrolera para que sean
invertidos en el desarrollo de la Nación.
Desde la creación de FONDEN, PDVSA ha aportado 27.279 millones de dólares, según el
siguiente detalle:
AÑOS Aportes al FONDEN (MMUS$)
2005 1.525 2006 6.855 2007 6.761 2008 12.407
TOTAL APORTES PDVSA 27.548
Asimismo, Fonden recibe recursos del BCV, de conformidad con la legislación vigente y los
acuerdos en materia de política monetaria.
97
Los recursos totales aportados a Fonden, han sido asignados por el Ejecutivo Nacional, entre
otros, a los siguientes proyectos:
Principales Proyectos Financiados por FONDEN (MMUS$).
Asignado Ejecutado 2005 - 2008
%
Ejecución
Línea III Tramo El Valle - La Rinconada 665 589 89
Línea IV Tramo Capuchinos - Plaza Venezuela 409 374 91
Metro de Maracaibo 255 252 99
Metro de Valencia 194 193 99
Metro de Los Teques 378 371 98
Sistema Vial Tercer Puente sobre el Río Orinoco 467 467 100
Sistema Ferroviario Central "Ezequiel Zamora" Tramo: Caracas - Tuy Medio
355 352 99
Central Ezequiel Zamora Tramo: Puerto Cabello - La Encrucijada
823 819 99
Autopista Acarigua - Barquisimeto 54 49 91
Rehabilitación del Sistema Centro Occidental "Simón Bolívar", Tramos: Puerto Cabello - Barquisimeto y Yaritagua - Acarigua
116 77 66
Sistema Metro Cable San Agustín del Sur 97 97 100
Sistema Metro Ligero Caracas-Guarenas-Guatire 334 322 96
Línea V Metro de Caracas Bello Monte-Parque del Este 251 251 100
Línea II Metro de Los Teques 283 282 99
Planta Termoeléctrica Termozulia 282 281 99
Plantas Termoeléctricas Ezequiel Zamora y Alberto Lovera
60 44 73
Consolidación de Redes de Distribución de los estados Monagas y Delta Amacuro
90 76 84
Electrificación del estado Apure 126 126 100
Proyecto Ampliación Planta de Pequiven en Morón 834 830 99
Revolución Energética 767 766 99
Proyecto Ampliación Planta Polietileno 161 131 81
Sistema Vial Puente Mixto sobre el Río Orinoco 324 324 100
98
Asignado Ejecutado 2005 - 2008
%
Ejecución
Central Hidroeléctrica Macagua I 126 126 100
Planta de Concentración de Hierro 125 110 88
Empresa Siderúrgica Nacional 223 223 100
Planta de Tubos sin Costura 3 3 100
Instalación Planta Producción Rieles Vía Férrea 4 - -
Construcción Centro de Laminación de Aluminio 2 2 100
Red Nacional de Telecomunicaciones 47 47 100
Barrio Adentro IV
187 187 100
Capitalización Banco Agrícola de Venezuela 326 326 100
Capitalización Fondo de Desarrollo Agropecuario, Pesquero, Forestal y Afines
327 327 100
Culminación Fase I Proyecto saneamiento Cuenca Río Guaire
96 64 67
Iniciación de Proceso de Reestructuración de la Deuda Pública
3.252 3.252 100
Inicio de la primera fase de la Construcción de Viviendas y Urbanismo del Desarrollo Habitacional Ciudad Zamora, Cúa, Estado Miranda
34 34 100
8.822 Viviendas para la culminación de Obras del Programa Cierre de Ciclo
137 137 100
Construcción de nuevos desarrollos y compra de viviendas en el mercado primario para atender y reubicar los habitantes de Nueva Tacagua, Barrio Nueva Esparta, Ojo de Agua, entre otros, producto de la emergencia enero 2006.
158 131 83
Indemnizaciones a Familias por Subsidencia en el Lago de Valencia.
115 115 100
Emergencia por Vaguada en el estado Vargas 87 87 100
Obras por ejecutar del INAVI para la construcción y culminación de 7.292 viviendas (cierre de ciclo).
193 168 87
Barrio Adentro II 191 127 66
Continuación del Programa VENESAT I (Implementación del Sistema Satelital Simón Bolívar)
230 218 95
Proyectos Ministerio del Poder Popular para la Defensa 3.813 3.063 80
Fuente: FONDEN
99
7.5. Fondo para el Desarrollo Económico y Social del País (FONDESPA)
Este Fondo se creó en el año 2004 para cumplir los principios de vinculación adecuada de los
ingresos provenientes de hidrocarburos con la economía nacional, colocando recursos petroleros
al servicio del país y construir un nuevo modelo económico que deje atrás situaciones de
desigualdad.
A continuación se presenta un resumen de los aportes de PDVSA al Fondespa, durante los años
2004, 2005, 2006:
MMUS$
Años
Aportes Efectuados
Asignados por el Ejecutivo
Nacional Ejecución Acumulada al
2008
% de Ejecución.
2004 2.000 2.000 1.906 95
2005 2.000 2.000 1.882 94
2006 229 229 − −
4.229 4.229 3.788 90
Estos recursos han sido asignados a proyectos en las siguientes áreas (MMUS$)
Asignado Ejecutado % de Ejecución Área de Proyecto Ejec. Nac. 2004 - 2008
Vialidad e Infraestructura 763 690 90 Transporte Público 1.107 1.038 94 Energía Eléctrica 806 797 99 Desarrollo Endógeno, Agroindustria y Mediana Empresa
586 562 96
Comunicaciones, Estudios y Ambiente 104 93 89 Desarrollo Agrícola Nacional 304 303 99 Industrias Básicas 32 9 28 Banca Pública 50 50 100 Defensa Nacional 231 - - Integración y Unidad Regional 50 50 100 Fondo de Inversión y Desarrollo de Garantía Nacional
196 196 100
4.229 3.788 90
A continuación se presenta un detalle de los proyectos en ejecución, con aportes del Fondespa,
por cada área:
Proyectos de Vialidad e Infraestructura
100
Monto Asignado
Ejecución Financiera
% de Ejecución Ente Ejecutor
Autopista Gran Mariscal de Ayacucho, Aragüita-Higuerote
225 198 88 INVITRAMI
Vialidad Límite E.Cojedes: Dos Caminos-S.J. de los Morros 100 95 95 FONTUR
Autopista San Cristóbal-La Fría 73 65 89 IVT Autopista Antonio José de Sucre Cumaná Puerto La Cruz
58 41 71 SAVES
Autopista Gran Mariscal de Ayacucho (Tramo T8)
52 52 100 COVINEA
Maquinarias y/o Equipos MINFRA 99 99 100 FONTUR Autopista José Antonio Páez 49 46 94 FUND-PROPAT.Principales Vías Agrícolas estado Barinas 37 36 97 INTRAVIAL
Vía Expresa San Cristóbal-Ureña 27 18 67 IVT
Par Vial Morón-Boca de Aroa-Tucacas 11 10 91 INVIALFA
Canal de Navegación del Río Orinoco (Central y Oriental)
29 29 100 INC
Vía Encontrados - El Cruce 3 1 33 FONTUR
763 690 90
Proyectos de Transporte Público
Monto
Asignado Ejecución
Financiera % de Ejecución
Ente Ejecutor
Línea Aérea CONVIASA 59 59 100 CONVIASA Metro Maracaibo 50 50 100 METRO MCBO Transporte Masivo de Barquisimeto
257 257 100 TRANSBARCA
Metro Los Teques 50 50 100 M. LOS TEQUESContinuación Obra Línea I Sistema TROLEBUS Mérida
36 36 100 TROLMERIDA
Continuación Obras Ferrocarril Caracas Tuy Medio Etapa I-II
273 273 100 IFE
Sistema Ferroviario Tramo Puerto Cabello – La Encrucijada
50 50 100 IFE
Rehabilitación del Sistema Ferroviario C.O. Simón Bolívar
80 80 100 IFE
Proyecto Ferroviario Tramo Chaguaramas – Las Mercedes
85 76 89 IFE
Proyecto Ferroviario Tramo Turén – El Baúl
40 - - IFE
Proyecto Ferroviario Tramo La Encrucijada – San Fernando de Apure
120 104 87 IFE
Modificaciones y Modernización de la Draga Guayana
7 3 43 INC
1.107 1.038 94
101
Proyectos de Energía Eléctrica
Monto
Asignado Ejecución
Financiera %
Ejecución Ente Ejecutor
Planta de Ciclo Combinado Termozulia 195 195 100 ENELVEN Planta Termoeléctrica Ezequiel Zamora 140 132 94 CADAFE Termoeléctrica Pedro Camejo 107 107 100 CADAFE Planta de Generación Eléctrica Palavecino
55 54 98 ENELBAR
Central Hidroeléctrica Fabricio Ojeda ( La Vueltosa)
40 40 100 CADAFE
Obras en el área de transmisión y distribución energía
245 245 100 CADAFE
Proyectos Comunales Mesas de Energía
19 19 100
CADAFE- ENELBAR
Central Hidroeléctrica Masparro 5 5 100 CADAFE 806 797 99
Proyectos Desarrollo Endógeno, Agroindustrial y Mediana Empresa
Monto Asignado
Ejecución Financiera
% de Ejecución Ente Ejecutor
Desarrollo Endógeno Patria Bolivariana 6 6 100 CORPOZULIA
Fondo de Desarrollo Metalmecánico y
Agroindustrial
22 21 95 CORPOCENTRO
Construcción Planta de Cemento 85 85 100 CVG
Recursos Adicionales Misión Vuelvan
Caras
188 184 98 MINEP-FONCREI
Recuperación de las Instalaciones del
Fuerte Mara
10 10 100 CORPOZULIA
Adquisición de Maquinaria Iraní 52 50 96 FONCREI
Sistema de Riego Diluvio – El Palmar 58 58 100 INDER
Complejo Agroindustrial y Azucarero
Ezequiel Zamora
87 84 97 CAAEZ
Complejo Azucarero Río Cojedes 19 6 32 CVA
Recursos para Empresa de Cereales y
Oleaginosas
6 6 100 CVA
Recursos para la Empresa de Lácteos 1 1 100 CVA
Reactivación Aparato Productivo Región
Zuliana
50 49 98 CORPOZULIA
Reactivación Industrial, Explotación y
Producción para el Desarrollo Endógeno
2 2 100 FONCREI
586 562 96
102
Proyectos de Comunicaciones, Estudios y Ambiente
Monto
Asignado Ejecución
Financiera % de Ejecución
Ente Ejecutor
Saneamiento Río Guaire 60 59 98 SAMARN Recursos para el Proyecto VIVE TV
19 19 100 COVETEL
Exploración Geológica y Base Nacional de Datos
14 4 29 INGEOMIN
Recursos Adicionales TELESUR 11 11 100 TELESUR 104 93 89
103
Nomenclatura
MENPET Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo
PDVSA Petróleos de Venezuela, S.A.
MBD Miles de Barriles Diarios
MMPCD Millones de Pies Cúbicos Diarios
CVP Corporación Venezolana del Petróleo, S.A.
PIW Petroleum Intelligence Weekly
OPEP Organización de Países Exportadores de Petróleo
PDESN Plan de Desarrollo, Económico y Social de la Nación
PSP Plan Siembra Petrolera
INPSASEL Instituto Nacional de Prevención, Salud y Seguridad Laborales
LOPCYMAT Ley Orgánica de Prevención, Condiciones y Medio Ambiente de Trabajo
OMS Organización Mundial de la Salud
OPS Organización Panamericana de la Salud
CTNA Comité Técnico de Normas Ambientales
EDAE Evaluación de desempeño, aprendizaje y experiencia
RRHH Recursos Humanos
LOPNA Ley Orgánica para la Protección del Niño, Niña y Adolescente
LOT Ley Orgánica del Trabajo
DEAIC Dirección Ejecutiva de Auditoría Interna Corporativa
DAF Dirección de Auditoría Fiscal
PCP Gerencia Corporativa de Prevención y Control de Pérdidas
CGR Contraloría General de la República
SUNAI Superintendencia Nacional de Auditoría Interna
SSGE Sistema Socialista de Gestión Ética
FONDEN Fondo de Desarrollo Nacional
FONDESPA Fondo para el Desarrollo Económico y Social del País
EPS Empresas de Propiedad Social
BAV Banco Agrícola de Venezuela
FONDAS Fondo Nacional de Desarrollo Agrario Socialista
FUNDAPROAL Fundación de Programa de Alimentos Estratégicos
MERCAL Mercado de Alimentos, C.A.
LA CASA La Corporación de Abastecimiento y Servicios Agrícolas, C.A.
NUDE Núcleos de Desarrollo Endógeno
NUDEFO Núcleo de Desarrollo Endógeno Fabricio Ojeda
104
CVA Corporación Venezolana Agraria
FONAPROLE Fondo Nacional para la Producción Lechera
GLP Gas Licuado de Petróleo
PDVAL Productora y Distribuidora Venezolana de Alimentos, S.A.
CEALCO Centro de Almacenes Congelados, S.A.
BCV Banco Central de Venezuela
TELESUR La Nueva Televisión del Sur
INGEOMIN Instituto Nacional de Geología y Minería
COVETEL Corporación Venezolana de Telecomunicaciones
SAMARN Servicios Ambientales del Ministerio del Ambiente y de los Recursos Naturales
FONCREI Fondo de Crédito Industrial
CAAEZ Complejo Agroindustrial Azucarero “Ezequiel Zamora”
INDER Instituto Nacional de Desarrollo Rural
CORPOZULIA Corporación de Desarrollo de la Región Zuliana
CVG Corporación Venezolana de Guayana
MINEC Ministerio del Poder Popular para la Economía Comunal
CORPOCENTRO Corporación de Desarrollo de la Región Central
CADAFE Compañía Anónima de Administración y Fomento Eléctrico
ENELBAR Energía Eléctrica de Barquisimeto
ENELVEN Energía Eléctrica de Venezuela
INC Instituto Nacional de Canalizaciones
IFE Instituto de Ferrocarriles del Estado
TROLMERIDA Instituto Autónomo de Transporte Masivo de Mérida
INVIALFA Instituto de Vialidad de Falcón
TRANSBARCA Sistema de Transporte Masivo de Barquisimeto
CONVIASA Consorcio Venezolano de Industrias Aeronáuticas y Servicios Aéreos
COVINEA Corporación de Vialidad e Infraestructura del Estado Anzoátegui
SAVES Servicio Autónomo de Vialidad del estado Sucre
IVT Instituto Autónomo de Vialidad del estado Táchira
INVITRAMI Instituto de Vialidad y Transporte del estado Miranda
FONTUR Fundación Fondo Nacional de Transporte Urbano
DOSE Democratización Oportunidades de Selección y Empleo
MSCI Mejoramiento del Sistema de Control Interno
SASA Servicio Autónomo de Sanidad Agropecuaria
INSAI Instituto Nacional de Salud Agrícola Integral
105
FPO Faja Petrolífera del Orinoco
COVENIN Comisión Venezolana de Normas Industriales
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)
(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2008 y 2007
Con el Informe de los Contadores Públicos Independientes
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA) (Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2008 y 2007
Tabla de Contenido
Páginas
Informe de los Contadores Públicos Independientes 1-2
Balances Generales Consolidados 3
Estados Consolidados de Resultados 4
Estados Consolidados de Movimiento de las Cuentas de Patrimonio 5-6
Estados Consolidados de Movimiento del Efectivo 7
Notas a los Estados Financieros Consolidados:
(1) Entidad de Reporte 8
(2) Bases de Preparación (a) Declaración de Cumplimiento 9 (b) Bases de Medición 9 (c) Moneda Funcional y de Presentación 9-10 (d) Reconversión Monetaria 10 (e) Uso de Estimados y Juicios 10-11 (f) Estados Financieros Consolidados – Filiales Auditadas por Otros Contadores
Públicos Independientes, Distintos a los Contadores Públicos Independientes Corporativos 12
(3) Políticas de Contabilidad Significativas 13 (a) Bases de Consolidación 13-15 (b) Monedas Distintas al Dólar 15 (c) Instrumentos Financieros 15-16 (d) Propiedades, Plantas y Equipos 16-18 (e) Costos Asociados a Obligaciones por Retiro de Activos 18 (f) Plusvalía 18 (g) Activos Arrendados 18 (h) Inventarios 19 (i) Cuentas por Cobrar Comerciales 19 (j) Equivalentes de Efectivo 19 (k) Deterioro del Valor de los Activos 19-20 (l) Activos Mantenidos para la Venta y Operaciones Descontinuadas 20-21 (m) Beneficios a los Empleados y Otros Beneficios Post-retiro 21-22 (n) Provisiones 22-23 (o) Reconocimiento de Ingresos 23
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA) (Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2008 y 2007
Tabla de Contenido, Continuación
Páginas
(p) Ingresos y Gastos Financieros 23 (q) Impuesto sobre la Renta 24 (r) Información Financiera por Segmentos 24-25 (s) Investigación y Desarrollo 25 (t) Aportes y Contribuciones para el Desarrollo Social 25 (u) Nuevos Pronunciamientos Contables Aún no Adoptados 25-28 (v) Pronunciamientos Contables Adoptados Recientemente 28-29
(4) Convenio Cambiario con el Banco Central de Venezuela (BCV) 29
(5) Transacciones y Saldos en Monedas Distintas al Dólar 30
(6) Determinación de los Valores Razonables 31
(7) Administración de Riesgos Financieros 32 (a) Riesgo de Crédito 32 (b) Riesgo de Liquidez 32-33 (c) Riesgo de Mercado 33 (d) Administración de Capital 33
(8) Información Financiera por Segmentos 34 (a) Segmentos de Negocios 34 (b) Segmentos Geográficos 34-39
(9) Asociaciones con Terceros 39 (a) Asociaciones para el Desarrollo de Reservas de Petróleo Crudo Extrapesado de
la Faja Petrolífera del Orinoco, y Convenios de Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas 39-46
(b) Migración de Convenios Operativos a Empresas Mixtas 46-47 (c) Proyecto de Desarrollo de Gas Costa Afuera - Plataforma Deltana 47-48 (d) Proyecto de Desarrollo de Gas Costa Afuera - Rafael Urdaneta 48 (e) Convenios Energéticos con Países de Latinoamérica y del Caribe 49
(10) Activos Mantenidos para la Venta y Operaciones Descontinuadas 50 (a) C. A. La Electricidad de Caracas 50 (b) Sistema Eléctrico del Estado Nueva Esparta, C.A. (SENECA) 50 (c) Otras Empresas del Sector Eléctrico 51-56
(11) Nuevas Filiales de PDVSA 56 (a) Sector Petrolero 56 (b) Sector Industrial 56 (c) Sector Alimentos 56-58
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA) (Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2008 y 2007
Tabla de Contenido, Continuación
Páginas
(12) Otros Egresos (Ingresos), Neto 59
(13) Ingresos (Gastos) Financieros 59
(14) Impuestos y Regalías 60 (a) Impuesto sobre la Renta 60-64 (b) Regalías 65-66 (c) Impuesto de Extracción 66 (d) Impuesto Superficial 66 (e) Impuesto de Registro de Exportación 66 (f) Impuesto al Valor Agregado (IVA) 66-67 (g) Impuesto de Consumo General 67 (h) Otros Impuestos 67
(15) Propiedades, Plantas y Equipos 68-76
(16) Inversiones en Afiliadas y Negocios Conjuntos 77-79
(17) Cuentas por Cobrar a Largo Plazo y Otros Activos 80-81
(18) Efectivo Restringido 82-86
(19) Inventarios 86
(20) Documentos y Cuentas por Cobrar 87
(21) Gastos Pagados por Anticipado y Otros Activos 87-88
(22) Patrimonio 88-90
(23) Deuda Financiera 91-100
(24) Beneficios a los Empleados y Otros Beneficios Post-retiro 100 (a) Planes de Ahorro 100 (b) Planes de Pensiones y Otros Beneficios de Jubilación 101-108
(25) Acumulaciones y Otros Pasivos 109-111
(26) Cuentas por Pagar a Proveedores 111
(27) Instrumentos Financieros 112-119
(28) Arrendamientos Operativos 120
(29) Compromisos y Contingencias 120-124
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA) (Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2008 y 2007
Tabla de Contenido, Continuación
Páginas
(30) Operaciones con Empresas y Entidades Relacionadas 124-131
(31) Información sobre Operaciones de Producción, Refinación y Exportaciones 131-132
(32) Información Financiera de los Sectores Nacional e Internacional 133-136
(33) Leyes, Resoluciones y Contribuciones Legales 137 (a) Ley Orgánica de Reordenamiento del Mercado Interno de los Combustibles
Líquidos 137 (b) Leyes Promulgadas en el Marco de la Ley Habilitante 137 (c) Ley de Contribución Especial sobre Precios Extraordinarios del Mercado
Internacional de Hidrocarburos 138 (d) Ley Orgánica de Ciencia, Tecnología e Innovación 138 (e) Ley Orgánica contra el Tráfico Ilícito y el Consumo de Sustancias
Estupefacientes y Psicotrópicas 138-139 (f) Ley Orgánica de Reorganización del Sector Eléctrico 139 (g) Ley de Mercadeo Agrícola 139 (h) Ley de Tierras y Desarrollo Agrario 139 (i) Ley de Reconversión Monetaria 140 (j) Resolución de Transferencia de Acciones de Diques y Astilleros Nacionales, C.A.
(DIANCA) a PDVSA 140
(34) Eventos Subsecuentes 140 (a) Instructivo Presidencial para la Eliminación del Gasto Suntuario o Superfluo en
el Sector Público Nacional 140 (b) Medidas Económicas Anunciadas por el Ejecutivo Nacional 140 (c) Resolución por la cual se establecen las Normas para el Manejo, Calidad y
Expendio de Combustibles 141 (d) Acuerdos de Constitución de Empresas Mixtas 141 (e) Renovación de Certificados de Inversión 141 (f) Acuerdos de Cooperación con China 141 (g) Emisión de Certificados de Inversión a favor del Fondo de Garantía de
Depósitos y Protección Bancaria (FOGADE) 141 (h) Transferencia de las Acciones de Gravetal Bolivia, S.A. 142 (i) Pago por la Adquisición de Astinave 142 (j) Beneficios a Empleados 142 (k) Pronunciamientos Contables Recientemente Emitidos 142
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA) (Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2008 y 2007
Tabla de Contenido, Continuación
Páginas
(35) Información Suplementaria sobre Actividades de Exploración y Producción de Petróleo y Gas (no auditada) 143-144 (a) Petróleo Crudo Convencional y Extrapesado (en millones de barriles) 144 (b) Petróleo Crudo Extrapesado (en millones de barriles) 144-146 (c) Reservas de Gas Natural (en millardos de pies cúbicos) 146-155
Alcaraz Cabrera Vázquez Contadores Públicos Torre KPMG, Avenida Francisco de Miranda Chacao – Caracas, 1060-A Apartado 5972 – Caracas 1010-A Venezuela
Teléfono: 58 (212) 277.78.11 (Master) Fax: 58 (212) 263.38.27 www.kpmg.com.ve RIF: J-00256910-7
(Continúa) © 2009 Alcaraz Cabrera Vázquez, sociedad civil venezolana de personas y firma miembro de la red de firmas miembro independientes de
KPMG afiliadas a KPMG International, una cooperativa suiza. Derechos reservados. Impreso en Venezuela.
Informe de los Contadores Públicos Independientes
Al Accionista y a la Junta Directiva de Petróleos de Venezuela, S.A.:
Informe sobre los Estados Financieros Consolidados
Hemos efectuado las auditorías de los estados financieros consolidados que se acompañan de Petróleos de Venezuela, S.A. y sus filiales (PDVSA) (propiedad de la República Bolivariana de Venezuela), expresados en dólares estadounidenses y en bolívares fuertes, los cuales comprenden los balances generales consolidados al 31 de diciembre de 2008 y 2007, y los estados consolidados conexos de resultados, de movimiento de las cuentas de patrimonio y de movimiento del efectivo por los años entonces terminados, y un resumen de las políticas de contabilidad significativas y otras notas explicativas. Los estados financieros de algunas filiales, por el año terminado el 31 de diciembre de 2007, fueron auditados por otros contadores públicos independientes y no por nosotros; esas filiales representan 9% de los activos totales y 39% de la ganancia neta para ese mismo año, en relación a los correspondientes totales consolidados (véase la nota 2-f a los estados financieros consolidados que se acompañan). Los estados financieros de esas filiales, junto con los respectivos informes de los otros contadores públicos independientes, correspondientes al 31 de diciembre de 2007, nos fueron suministrados y, nuestra opinión en relación con los montos incluidos en los estados financieros de esas filiales a esa fecha, se basa exclusivamente en los informes de los otros contadores públicos independientes.
Responsabilidad de la Gerencia por los Estados Financieros Consolidados
La gerencia es responsable por la preparación y presentación razonable de estos estados financieros consolidados de conformidad con Normas Internacionales de Información Financiera. Esta responsabilidad incluye: diseñar, implantar y mantener el control interno relacionado con la preparación y presentación razonable de los estados financieros, para que los mismos no contengan errores significativos debido a fraude o error. Asimismo, seleccionar y aplicar las políticas de contabilidad apropiadas y efectuar las estimaciones contables que sean razonables de acuerdo con las circunstancias.
Responsabilidad de los Contadores Públicos Independientes
Nuestra responsabilidad es expresar una opinión sobre estos estados financieros consolidados con base en nuestras auditorías. Efectuamos nuestras auditorías de conformidad con Normas Internacionales de Auditoría. Esas normas requieren que cumplamos con los requisitos éticos pertinentes y que planifiquemos y realicemos la auditoría para obtener una seguridad razonable de que los estados financieros no contengan errores significativos.
2
Una auditoría implica realizar procedimientos para obtener evidencia de auditoría sobre los montos y revelaciones en los estados financieros. Los procedimientos seleccionados dependen del juicio del auditor, incluyendo la evaluación de los riesgos de errores significativos en los estados financieros debido a fraude o error. Al hacer esas evaluaciones de riesgos, el auditor considera el control interno relacionado con la preparación y presentación razonable de los estados financieros, para diseñar procedimientos de auditoría que sean apropiados en las circunstancias, pero no para el propósito de expresar una opinión sobre la efectividad del control interno de la entidad. Una auditoría también incluye evaluar lo apropiado de las políticas de contabilidad utilizadas y la razonabilidad de las estimaciones hechas por la gerencia; así como también, evaluar la completa presentación de los estados financieros.
Consideramos que la evidencia de auditoría que hemos obtenido es suficiente y apropiada para proporcionar una base para nuestra opinión de auditoría.
Opinión
En nuestra opinión, con base en nuestras auditorías y en los informes de los otros contadores públicos independientes en lo que respecta al año 2007, los estados financieros consolidados que se acompañan presentan razonablemente, en todos sus aspectos substanciales, la situación financiera de Petróleos de Venezuela, S.A. y sus filiales (PDVSA) al 31 de diciembre de 2008 y 2007, su desempeño financiero y sus movimientos del efectivo por los años entonces terminados, de conformidad con Normas Internacionales de Información Financiera.
Párrafo de Énfasis
Sin calificar nuestra opinión, llamamos la atención sobre el siguiente asunto: como se explica más ampliamente en la nota 30 a los estados financieros consolidados que se acompañan, PDVSA en su condición de empresa estatal propiedad de la República Bolivariana de Venezuela y, según su objeto social y particulares responsabilidades, realiza importantes operaciones con su Accionista, instituciones gubernamentales y otras. Estas operaciones se corresponden, principalmente, con sus obligaciones fiscales en cuanto al pago de regalías e impuestos, aportes y contribuciones para el desarrollo social, y adquisiciones y transferencias de activos, entre otras.
ALCARAZ CABRERA VÁZQUEZ
Contador Público C.P.C. Nº 5326
29 de marzo de 2009 Caracas, Venezuela
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA) (Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Balances Generales Consolidados
31 de diciembre deNota 2008 2007 2008 2007
(Millones de Dólares) (Millones de Bolívares Fuertes)
Activo
Propiedades, plantas y equipos, neto 15 73.010 52.436 156.972 112.722 Inversiones en afiliadas y negocios conjuntos 16 1.935 2.088 4.160 4.498 Impuesto sobre la renta diferido 14-a 7.725 5.343 16.609 11.489 Cuentas por cobrar a largo plazo y otros activos 17 3.557 4.167 7.648 8.961 Créditos fiscales por recuperar, neto de porción
corriente 14-f 3.408 2.230 7.327 4.794 Efectivo restringido, neto de porción corriente 18 1.773 1.743 3.812 3.749
Total activo no corriente 91.408 68.007 196.528 146.213
Inventarios 19 8.678 8.470 18.658 18.209 Créditos fiscales por recuperar 14-f 2.936 3.346 6.313 7.194 Documentos y cuentas por cobrar 20 10.810 11.225 23.241 24.134 Gastos pagados por anticipado y otros activos 21 9.329 7.721 20.057 16.600 Efectivo restringido 18 347 1.555 746 3.341 Efectivo y equivalentes de efectivo 4.483 3.325 9.638 7.153 Activos mantenidos para la venta 10 3.841 3.245 8.258 6.975
Total activo corriente 40.424 38.887 86.911 83.606 Total activo 131.832 106.894 283.439 229.819
Patrimonio
Patrimonio, véanse los estados consolidados de movimiento de las cuentas de patrimonio 22 71.513 56.062 153.751 120.530
Pasivo
Deuda financiera, neto de porción corriente 23 13.418 13.634 28.850 29.313 Beneficios a los empleados y otros beneficios post-retiro,
neto de porción corriente 24 5.277 2.508 11.346 5.392 Impuesto sobre la renta diferido 14-a 1.702 2.402 3.660 5.162 Acumulaciones y otros pasivos, neto de porción corriente 25 5.536 1.812 11.903 3.895
Total pasivo no corriente 25.933 20.356 55.759 43.762
Deuda financiera 23 1.677 2.977 3.604 6.401 Beneficios a los empleados y otros beneficios post-retiro 24 476 490 1.024 1.054 Cuentas por pagar a proveedores 26 7.556 3.111 16.246 6.689 Impuesto sobre la renta por pagar 14-a 2.047 3.048 4.400 6.554 Acumulaciones y otros pasivos 25 20.813 20.085 44.748 43.185 Pasivos directamente asociados con activos mantenidos
para la venta 10 1.817 765 3.907 1.644
Total pasivo corriente 34.386 30.476 73.929 65.527
Total pasivo 60.319 50.832 129.688 109.289 Total patrimonio y pasivo 131.832 106.894 283.439 229.819
Las notas 1 a 35 que se acompañan forman parte integral de los estados financieros consolidados.
3
Años terminados el 31 de diciembre de Nota 2008 2007 2008 2007
(Millones de Dólares) (Millones de Bolívares Fuertes)
Operaciones continuas:Ventas de petróleo crudo y sus productos: 30, 14-b
Exportaciones y en el exterior, netas 122.488 93.820 263.349 201.714 En Venezuela 2.804 2.357 6.029 5.067
Productos alimenticios y otros de consumo masivo 11 1.072 65 2.305 140
126.364 96.242 271.683 206.921
Costos y gastos:Compras, neta de variación de inventario:
Petróleo crudo y sus productos 30 39.500 28.137 84.925 60.491 Productos alimenticios y otros de consumo masivo 11 693 - 1.490 -
Gastos de operación 22.385 14.958 48.127 32.157 Gastos de exploración 375 154 806 331 Depreciación y amortización 15 5.220 4.018 11.222 8.623 Gastos de venta, administración y generales 4.982 2.702 10.711 5.811 Regalías, impuesto de extracción y otros impuestos 14-b, 30 23.462 21.981 50.443 47.254 Aportes y contribuciones para el desarrollo social: 30
Aportes para el desarrollo social 2.326 7.341 5.001 15.783 Contribuciones al FONDEN 12.407 6.761 26.676 14.536
(Ingresos) gastos financieros: 13Ingresos financieros (1.580) (566) (3.397) (1.217) Gastos financieros 1.780 1.067 3.827 2.294
Otros egresos (ingresos): 12Ganancia en venta de grupo de activos y pasivos
mantenidos para la venta 10 (998) - (2.146) - Ganancia en venta de inversión en afiliadas 16 - (641) - (1.378) Otros egresos (ingresos), neto 12 2.328 (127) 5.006 (252)
112.880 85.785 242.691 184.433
Participación patrimonial en resultados netos de afiliadas y entidades controladas de forma conjunta 16, 30 153 732 329 1.576
Ganancia antes de impuesto sobre la renta 13.637 11.189 29.321 24.064
Impuesto sobre la renta 14-a 4.281 5.017 9.204 10.785
Ganancia neta de operaciones continuas 9.356 6.172 20.117 13.279
Operaciones descontinuadas:Ganancia de operaciones descontinuadas, neta
de impuesto 10 57 101 123 217 Ganancia neta 9.413 6.273 20.240 13.496
Ganancia neta atribuible a:Accionista de la Compañía 7.451 5.371 16.022 11.710 Intereses minoritarios 1.962 902 4.218 1.786
Ganancia neta 9.413 6.273 20.240 13.496
Las notas 1 a 35 que se acompañan forman parte integral de los estados financieros consolidados.
Estados Consolidados de Resultados
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA) (Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
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PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA) (Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Estados Consolidados de Movimiento de las Cuentas de Patrimonio
Años terminados el 31 de diciembre de 2008 y 2007
(En millones de Dólares)
Patrimonio Atribuible al Accionista de la CompañíaUtilidades retenidas Total
Reservas (Pérdidas) Aporte patrimonioCapital legales y ganancias adicional del atribuible Intereses Total
Nota social otras acumuladas Total Accionista al Accionista minoritarios patrimonio
Saldos al 31 de diciembre de 2006 39.094 8.860 (471) 8.389 3.233 50.716 2.387 53.103
Ganancia neta - - 5.371 5.371 - 5.371 902 6.273 Transferencia de reservas 22 - (1.908) 1.908 - - - - - Dividendos pagados 22 - - (2.658) (2.658) - (2.658) - (2.658) Aporte adicional del Accionista 22 - - - - 93 93 - 93 Aporte adicional de los inversionistas minoritarios 22 - - - - - - 3 3 Disminución del aporte adicional del Accionista y del
inversionista minoritario 22 - - - - (223) (223) (150) (373) Interés de los inversionistas minoritarios en el aporte adicional
del Accionista 22 - - - - (93) (93) 93 - Participación de los inversionistas minoritarios en dividendos
decretados 22 - - - - - - (379) (379)
Saldos al 31 de diciembre de 2007 39.094 6.952 4.150 11.102 3.010 53.206 2.856 56.062
Ganancia neta - - 7.451 7.451 - 7.451 1.962 9.413 Transferencia a reservas 22 - 7.725 (7.725) - - - - - Dividendos pagados 22 - - (2.000) (2.000) - (2.000) - (2.000) Aporte adicional del Accionista 9-a y 22 - - - - 8.966 8.966 - 8.966 Interés de los inversionistas minoritarios de las empresas
mixtas en el aporte adicional del Accionista 9-a y 22 - - - - (4.148) (4.148) 4.148 - Aporte adicional de los inversionistas minoritarios 9-a y 22 - - - - - - 25 25 Anticipos de dividendos a los inversionistas minoritarios 22 - - - - - - (344) (344) Participación de los inversionistas minoritarios en
dividendos decretados 22 - - - - - - (609) (609) Saldos al 31 de diciembre de 2008 39.094 14.677 1.876 16.553 7.828 63.475 8.038 71.513
5 (Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA) (Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Estados Consolidados de Movimiento de las Cuentas de Patrimonio, Continúacíón
Años terminados el 31 de diciembre de 2008 y 2007
(En millones de Bolívares Fuertes)
Patrimonio Atribuible al Accionista de la CompañíaUtilidades retenidas Total
Reservas (Pérdidas) Ajuste Aporte patrimonioCapital legales y ganancias acumulado por adicional del atribuible Intereses Total
Nota social otras acumuladas traducción Total Accionista al Accionista minoritarios patrimonio
Saldos al 31 de diciembre de 2006 84.052 19.049 (991) 205 18.263 6.951 109.266 5.134 114.400
Ganancia neta - - 11.710 - 11.710 - 11.710 1.786 13.496 Transferencia de reservas 22 - (4.106) 4.106 - - - - - - Dividendos pagados 22 - - (5.715) - (5.715) - (5.715) - (5.715) Aporte adicional del Accionista 22 - - - - - 201 201 - 201 Aporte adicional de los inversionistas minoritarios 22 - - - - - - - 6 6 Disminución del aporte adicional del Accionista y del
inversionista minoritario 22 - - - - - (479) (479) (322) (801) Interés de los inversionistas minoritarios en el aporte
adicional del Accionista 22 - - - - - (201) (201) 201 - Participación de los inversionistas minoritarios en
dividendos decretados 22 - - - - - - - (814) (814) Ajuste por traducción - - - (243) (243) - (243) - (243)
Saldos al 31 de diciembre de 2007 84.052 14.943 9.110 (38) 24.015 6.472 114.539 5.991 120.530
Ganancia neta 22 - - 16.022 - 16.022 - 16.022 4.218 20.240 Transferencia a reservas 9-a y 22 - 16.609 (16.609) - - - - - - Dividendos pagados 22 - - (4.300) - (4.300) - (4.300) - (4.300) Aporte adicional del Accionista 9-a y 22 - - - - - 19.276 19.276 - 19.276 Interés de los inversionistas minoritarios de las empresas
mixtas en el aporte adicional del Accionista 9-a y 22 - - - - - (8.918) (8.918) 8.918 - Aporte adicional de los inversionistas minoritarios 9-a y 22 - - - - - - - 54 54 Anticipos de dividendos a los inversionistas minoritarios 22 - - - - - - - (740) (740) Participación de los inversionistas minoritarios
en dividendos decretados 22 - - - - - - - (1.309) (1.309) Saldos al 31 de diciembre de 2008 84.052 31.552 4.223 (38) 35.737 16.830 136.619 17.132 153.751
Las notas 1 a 35 que se acompañan forman parte integral de los estados financieros consolidados.
6
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA) (Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Estados Consolidados de Movimiento del Efectivo
Años terminados el 31 de diciembre de 2008 2007 2008 2007
(Millones de Dólares) (Millones de Bolívares Fuertes)
Movimiento del efectivo proveniente de las actividades operacionales:Ganancia neta 9.413 6.273 20.240 13.496 Ajustes para conciliar la ganancia neta con el efectivo neto provisto por
las actividades operacionales -Depreciación y amortización 5.220 4.018 11.222 8.623 Deterioro del valor de los activos 369 10 795 22 Costo de obligaciones por retiro de activos 69 53 148 113 Impuesto sobre la renta diferido (3.082) (1.587) (6.626) (3.412) Provisión para beneficios a los empleados y otros beneficios post-retiro 3.806 2.899 8.183 6.231 Participación patrimonial en resultados netos de afiliadas y entidades controladas
de forma conjunta (156) (733) (335) (1.578) Ganancia en venta de inversión en afiliadas - (641) - (1.378) Ganancia en venta de grupo de activos mantenidos para la venta, neto (998) - (2.146) - Exceso de activos netos adquiridos sobre el costo de la inversión (8) (666) (18) (1.407) Cambio en el valor razonable de las cuentas por cobrar a largo plazo 516 446 1.108 961 Aumento en la estimación para cuentas de cobro dudoso 244 43 525 92 Aumento de la estimación para inventarios obsoletos y valor neto de realización 1.540 14 3.310 30 Cambios en activos operacionales -
Documentos y cuentas por cobrar (2.096) (1.703) (4.507) (3.661) Inventarios (1.705) (1.650) (3.666) (3.548) Gastos pagados por anticipado y otros activos (1.170) (5.690) (2.516) (12.234) Créditos fiscales por recuperar (1.450) (1.340) (3.117) (2.880)
Cambios en pasivos operacionales -Cuentas por pagar a proveedores 4.345 (3.248) 9.342 (6.983) Impuesto sobre la renta por pagar, acumulaciones y otros pasivos 2.646 9.317 5.685 20.032 Pagos de beneficios a los empleados y otros beneficios post-retiro (1.051) (2.006) (2.260) (4.312)
Total ajustes 7.039 (2.464) 15.127 (5.289)
Efectivo neto provisto por las actividades operacionales 16.452 3.809 35.367 8.207
Movimiento del efectivo proveniente de las actividades de inversión:Adquisiciones de propiedades, plantas y equipos, neto (18.413) (12.852) (39.587) (27.573) Adquisiciones de filiales, neto de efectivo adquirido (315) - (677) - Disminución (aumento) del efectivo restringido 1.178 (929) 2.532 (1.996) Efectivo recibido por venta de grupo de activos mantenidos para la venta, neto 1.599 - 3.438 - Venta de inversión en afiliadas 31 756 67 1.625 Incorporación de nuevas afiliadas (73) - (157) - Dividendos recibidos de afiliadas 369 635 793 1.366 Adquisición de grupo de activos mantenidos para la venta, neto - (1.087) - (2.337) Otras variaciones en activos (203) 290 (437) 548
Efectivo neto usado en las actividades de inversión (15.827) (13.187) (34.028) (28.367)
Movimiento del efectivo proveniente de las actividades de financiamiento:Aumento de la deuda financiera 3.938 15.527 8.467 33.383 Pagos de la deuda financiera (5.477) (2.069) (11.776) (4.448) Fondos recibidos del Accionista 5.000 - 10.750 - Dividendos pagados al Accionista (2.000) (2.658) (4.300) (5.715) Aporte adicional de los inversionistas minoritarios 25 - 54 - Anticipos de dividendos a los inversionistas minoritarios (344) - (740) - Dividendos pagados a los inversionistas minoritarios (609) (379) (1.309) (814)
Efectivo neto provisto por las actividades de financiamiento 533 10.421 1.146 22.406
Aumento neto en el efectivo y equivalentes de efectivo 1.158 1.043 2.485 2.246
Efectivo y equivalentes de efectivo al comienzo del año 3.325 2.282 7.153 4.907 Efectivo y equivalentes de efectivo al final del año 4.483 3.325 9.638 7.153
Información complementaria:Desembolsos importantes de efectivo en el año -
Intereses, neto del monto registrado como activos 758 455 1.630 978 Impuesto sobre la renta, regalías y otros impuestos 33.809 27.124 72.689 58.317 Aportes y contribuciones para el desarrollo social 15.133 13.897 32.536 29.879
Transacciones importantes que no requirieron de efectivo -Dividendos pagados mediante cesion de cuentas por cobrar (131) (85) (282) (183) Disminución del aporte adicional de Accionista - (223) - (479) Aporte adicional del Accionista, neto del interés minoritario 6.658 - 14.314 -
Las notas 1 a 35 que se acompañan forman parte integral de los estados financieros consolidados.
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(1) Entidad de Reporte
Petróleos de Venezuela, S.A. es una compañía constituida y domiciliada en la República Bolivariana de Venezuela (la República) y sus oficinas principales están ubicadas en el Edificio Petróleos de Venezuela, Torre Este, Avenida Libertador, La Campiña, Apartado Nº 169, Caracas 1010-A.
Petróleos de Venezuela, S.A. y sus filiales (PDVSA o la Compañía) es propiedad de la República Bolivariana de Venezuela y su control, como Accionista, es ejercido a través del Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo (en adelante identificado como MENPET). PDVSA es responsable, en Venezuela, del desarrollo de la industria de los hidrocarburos; así como también, de planificar, coordinar, supervisar y controlar las actividades de sus empresas, tanto en Venezuela como en el exterior (véanse las notas 3-a, 9, 16 y 30). La mayoría de las filiales en el exterior están involucradas en las actividades de refinación y comercialización en los Estados Unidos de América, Europa y el Caribe. Los estados financieros consolidados de PDVSA, al y por los años terminados el 31 de diciembre de 2008 y 2007, comprenden la Compañía, sus afiliadas y las entidades controladas conjuntamente.
El 6 de agosto de 2008 se publicó, en la Gaceta Oficial N° 38.988, el Decreto N° 6.234 de Reforma Parcial del Decreto N° 3.299 de fecha 7 de diciembre de 2004, contentivo del Acta Constitutiva-Estatutos de Petróleos de Venezuela, S.A. (Acta Constitutiva-Estatutos), el cual introduce algunas modificaciones principalmente relacionadas con su objetivo social, eliminando las actividades petroquímicas y carboquímicas e incorporando todas aquellas actividades dirigidas a promover el desarrollo integral, orgánico y sostenido de Venezuela, incluyendo las de carácter agrícola e industrial, de elaboración o transformación de bienes y su comercialización, y la prestación de servicios, de manera que se logre una adecuada vinculación de los recursos de hidrocarburos con la economía venezolana.
Con base en la responsabilidad social de PDVSA, establecida en los Artículos Nº 302 y Nº 311 de la Constitución de la República Bolivariana de Venezuela, en el Artículo Nº 5 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, y en la cláusula segunda de su Acta Constitutiva-Estatutos, referidos a la participación de PDVSA en el desarrollo social e integral de Venezuela, y con la finalidad de apoyar las obras o servicios destinados al desarrollo de infraestructura y vialidad, actividades agrícolas, de salud y educación, y a cualquier otra inversión productiva en Venezuela, PDVSA participa en diferentes programas establecidos por el Ejecutivo Nacional (véanse las notas 3-a, 17, 18 y 30).
Las principales actividades de PDVSA están reguladas por la Ley Orgánica de Hidrocarburos vigente desde enero de 2002 y su reforma parcial de mayo de 2006; así como también, por la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos vigente desde septiembre de 1999 y su Reglamento de junio de 2000, por lo dispuesto en el Acta Constitutiva-Estatutos y por las disposiciones que dicte el Ejecutivo Nacional por órgano del MENPET y por las normas del derecho común que le fueran aplicables.
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(2) Bases de Preparación
(a) Declaración de Cumplimiento
Los estados financieros consolidados están preparados de acuerdo con Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF), adoptadas por la Junta de Normas Internacionales de Contabilidad (International Accounting Standards Board - IASB) y sus interpretaciones emitidas por el Comité de Interpretaciones de las Normas Internacionales de Información Financiera - CINIIF (International Financial Reporting Interpretations Committee - IFRIC) de la IASB.
El 28 de marzo de 2009, el Comité Ejecutivo aprobó someter a consideración de la Asamblea de Accionista los estados financieros consolidados del año terminado el 31 de diciembre de 2008, los cuales serán presentados próximamente a dicha Asamblea de Accionista, estimándose que sean aprobados sin ninguna modificación. Los estados financieros consolidados del año terminado el 31 de diciembre de 2007, fueron aprobados por la Asamblea de Accionista el 27 de marzo de 2008.
(b) Bases de Medición
Los estados financieros consolidados han sido preparados sobre la base del costo histórico, excepto por ciertos activos y pasivos que han sido ajustados para presentarse a su valor razonable. Los activos medidos y presentados a su valor razonable son, principalmente, los siguientes: instrumentos financieros derivados, créditos fiscales por recuperar y cuentas por cobrar a largo plazo a entes ejecutores de proyectos sociales y convenios energéticos.
Los métodos usados para medir los valores razonables son discutidos más ampliamente en la nota 6.
(c) Moneda Funcional y de Presentación
Los estados financieros consolidados están presentados en dólares estadounidenses (dólar o $) y en bolívares fuertes (Bs.F.) (véase la nota 2-d). La moneda funcional de la Compañía es el dólar, debido a que el principal ambiente económico de las operaciones de PDVSA es el mercado internacional para el petróleo crudo y sus productos. Adicionalmente, una porción significativa de los ingresos y de la deuda financiera, así como también, la mayor parte de los costos, gastos e inversiones, están denominados en dólares.
Los estados financieros consolidados en bolívares fuertes se presentan para propósitos estatutarios. La conversión de los estados financieros de la Compañía y sus filiales a bolívares fuertes, moneda de presentación distinta a la funcional, se efectuó de conformidad con la Norma Internacional de Contabilidad Nº 21 Efectos de las Variaciones en las Tasas de Cambio de la Moneda Extranjera. Esta norma requiere que cada entidad determine su moneda funcional basada en el análisis del entorno económico principal en el cual opera, siendo éste en el que mayormente se genera y utiliza el efectivo. Con la excepción de la filial Deltaven, S.A. y otras filiales que se dedican a diversas actividades en el país, las principales filiales de PDVSA mantienen como moneda funcional el dólar.
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Una vez determinada la moneda funcional de cada entidad, los estados financieros de las filiales se traducen a bolívares fuertes con base en los siguientes criterios:
En la preparación de los estados financieros de las filiales cuya moneda funcional es el bolívar fuerte, se consideró lo establecido en la Norma Internacional de Contabilidad Nº 29 Información Financiera en Economías Hiperinflacionarias (NIC 29). De acuerdo con esta norma, una economía es considerada hiperinflacionaria si posee una serie de características, destacando una tasa acumulada de inflación cercana o superior a 100% en los últimos tres años. Para fines de la NIC 29, Venezuela fue considerada como una economía hiperinflacionaria hasta el 31 de diciembre de 2003; por lo tanto, los activos y pasivos no monetarios (principalmente inventarios, inversiones y propiedades, plantas y equipos) y las cuentas de patrimonio, incluyen los efectos de la inflación hasta esa fecha. A partir del año 2004, Venezuela no es considerada hiperinflacionaria y a partir de esa fecha todas las nuevas transacciones se reconocen a sus valores nominales originales; manteniéndose los valores de adquisición y origen de los activos y pasivos no monetarios expresados en moneda constante al 31 de diciembre de 2003.
Los estados financieros de las filiales cuya moneda funcional es el dólar u otra moneda distinta al bolívar fuerte, han sido convertidos a bolívares fuertes como sigue: activos y pasivos a las tasas de cambio vigentes a la fecha del balance general, y los ingresos y gastos a las tasas de cambio promedio vigente durante cada año. Todas las diferencias en cambio que se generen como resultado de lo anterior, se reconocen como un componente separado en el patrimonio, en la cuenta denominada “ajuste acumulado por traducción”.
Toda la información financiera presentada en dólares y bolívares fuertes ha sido aproximada a millones.
(d) Reconversión Monetaria
Con base en lo establecido en el Decreto con Rango, Valor y Fuerza de Ley de Reconversión Monetaria publicado el 6 de marzo de 2007 en Gaceta Oficial Nº 38.638, los estados financieros consolidados del año terminado el 31 de diciembre de 2008, se presentan expresados en la nueva unidad monetaria de la República Bolivariana de Venezuela, denominada Bolívar Fuerte (Bs.F.). Toda la información presentada de períodos anteriores al 1° de enero de 2008 se ha expresado en esta nueva moneda para propósitos comparativos, basado en lo establecido en el numeral 5 del Aviso Oficial publicado por el Banco Central de Venezuela (BCV) el 24 de enero de 2008.
(e) Uso de Estimados y Juicios
Para la preparación de los estados financieros consolidados de conformidad con NIIF, se requiere que la gerencia realice estimaciones, juicios y suposiciones que afectan la aplicación de las políticas contables y los montos presentados de activos, pasivos, ingresos y gastos. La Compañía aplica sus mejores estimaciones y juicios; sin embargo, los resultados finales podrían diferir de esos estimados.
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11 (Continúa)
Los estimados y suposiciones relacionadas se basan en la experiencia y algunos otros factores que se consideran razonables en las circunstancias actuales, cuyo resultado es la base para formar los juicios sobre el valor en libros de los activos y pasivos que no son fácilmente determinables por otras fuentes. Los estimados y suposiciones son revisados periódicamente, y los efectos de las revisiones, si los hubiere, son reconocidos en el mismo período y en los períodos futuros afectados.
Las áreas significativas de incertidumbre de estimación y juicios críticos, en la aplicación de políticas contables, que tienen un efecto significativo sobre los montos reconocidos en los estados financieros consolidados, son las siguientes:
Combinaciones de negocios (véanse las notas 10 y 11).
Impuesto sobre la renta diferido y uso de pérdidas fiscales (véase la nota 14).
Depreciación, amortización y deterioro (véase la nota 15).
Arrendamientos financieros (véase la nota 23).
Medición de obligaciones de beneficios de jubilación definidos por contrato y otros beneficios post-retiro diferentes a jubilación (véase la nota 24).
Acumulación para obligaciones por retiro de activos (incluidas en acumulaciones y otros pasivos (véase la nota 25).
Valuación de instrumentos financieros (véase la nota 27).
Arrendamientos operativos (véase la nota 28).
Provisión para litigios y otros reclamos y acumulación para asuntos ambientales (véase la nota 29).
Reservas de crudo y gas (véase la nota 35).
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(f) Estados Financieros Consolidados – Filiales Auditadas por Otros Contadores Públicos Independientes, Distintos a los Contadores Públicos Independientes Corporativos
Los estados financieros consolidados de PDVSA al 31 de diciembre de 2007, y por el año entonces terminado, han sido auditados por firmas de contadores públicos independientes. A continuación se presenta un detalle de las filiales auditadas por contadores públicos independientes, distintos a los contadores públicos independientes corporativos Alcaraz Cabrera Vázquez (firma venezolana miembro de KPMG International), indicando su respectiva proporción de ganancia neta y activos totales con respecto a los correspondientes totales consolidados:
Proporción (%) con respecto a los totales consolidados
Ganancia Activos Firma de contadores Entidades neta totales públicos independientes
Filiales :
Petroboscán, S.A. 9,98% 1,30% Espiñeira, Sheldon y Asociados, firma miembro de PricewaterhouseCoopers (PWC)
Petrolera Zuata, Petrozuata, C.A. 9,00% 3,57% Espiñeira, Sheldon y Asociados, firma miembro de PricewaterhouseCoopers (PWC)
Petroregional del Lago, S.A. 4,78% 1,08% Espiñeira, Sheldon y Asociados, firma miembro de PricewaterhouseCoopers (PWC)
Petroquiriquire, S.A. 3,10% 0,56% Lara, Marambio y Asociados, firma miembro de Deloitte Touche Tohmatsu (Deloitte)
Petrodelta, S.A. 2,89% 0,23% Lara, Marambio y Asociados, firma miembro de Deloitte Touche Tohmatsu (Deloitte)
Petroindependiente, S.A. 1,76% 0,69% Espiñeira, Sheldon y Asociados, firma miembro de PricewaterhouseCoopers (PWC)
Petrolera Sino-Venezolana, S.A. 1,50% 0,36% Espiñeira, Sheldon y Asociados, firma miembro de PricewaterhouseCoopers (PWC)
Baripetrol, S.A. 1,43% 0,27% Espiñeira, Sheldon y Asociados, firma miembro de PricewaterhouseCoopers (PWC)
Lagopetrol, S.A. 1,37% 0,03% Espiñeira, Sheldon y Asociados, firma miembro de PricewaterhouseCoopers (PWC)
Boquerón, S.A. 1,09% 0,29% Mendoza, Delgado, Labrador y Asociados, firma miembro de Ernst & Young Global (E&Y)
Petroperijá, S.A. 1,02% 0,43% Mendoza, Delgado, Labrador y Asociados, firma miembro de Ernst & Young Global (E&Y)
Petrocabimas, S.A. 0,58% 0,11% Marambio, González & Asociados, firma miembro de Kreston International
Petrowarao, S.A. 0,38% 0,14% Lara, Marambio y Asociados, firma miembro de Deloitte Touche Tohmatsu (Deloitte)
Petrocumarebo, S.A. 0,21% 0,07% Espiñeira, Sheldon y Asociados, firma miembro de PricewaterhouseCoopers (PWC)
Petroguárico, S.A. 0,18% 0,05% Espiñeira, Sheldon y Asociados, firma miembro de PricewaterhouseCoopers (PWC)
Convenios de Asociación :
Proyecto Hamaca 7,51% 3,21%Espiñeira, Sheldon y Asociados, firma miembro de PricewaterhouseCoopers (PWC)
Sincor Joint Operation 5,59% 2,49%Mendoza, Delgado, Labrador y Asociados, firma miembro de Ernst & Young Global (E&Y)
Proyecto Cerro Negro 3,66% 2,08%Espiñeira, Sheldon y Asociados, firma miembro de PricewaterhouseCoopers (PWC)
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(3) Políticas de Contabilidad Significativas
Las políticas de contabilidad han sido aplicadas consistentemente para los años presentados en estos estados financieros consolidados, y han sido aplicadas consistentemente por sus filiales, afiliadas y entidades controladas de forma conjunta.
Se han hecho algunas reclasificaciones a los estados financieros consolidados del año 2007, para conformar su presentación con la clasificación usada en el año 2008. Adicionalmente, los estados consolidados de resultados comparativos, han sido presentados como si las operaciones descontinuadas durante el año corriente hubiesen ocurrido desde el inicio del año comparativo (véase la nota 10).
(a) Bases de Consolidación
Inversiones en Filiales
Las compañías filiales son aquellas controladas por PDVSA. El control existe cuando PDVSA tiene el poder para controlar las políticas financieras y operacionales de una entidad con la finalidad de obtener beneficios a partir de sus actividades. Para evaluar el control, se toman en consideración los potenciales derechos de votación que actualmente son ejercidos o transados. Los estados financieros de las filiales se incluyen en los estados financieros consolidados desde la fecha en que el control comienza hasta la fecha en que el control cesa. Las políticas contables de las filiales se han cambiado cuando ha sido necesario, para alinearlas con las políticas adoptadas por la Compañía.
Las filiales más importantes, totalmente poseídas son: PDVSA Petróleo, S.A. (PDVSA Petróleo); Corporación Venezolana del Petróleo, S.A. (CVP); PDVSA Gas, S.A. (PDVSA Gas); Deltaven, S.A. (Deltaven); y PDVSA Agrícola, S.A. en Venezuela; PDV Holding, Inc. (PDV Holding) y su principal filial PDV America, Inc. (PDV America) que operan en los Estados Unidos de América. La principal operación de PDVSA en los Estados Unidos de América está representada por CITGO Petroleum Corporation y sus filiales (CITGO), la cual es poseída totalmente por PDV America.
Durante los años 2008 y 2007, se constituyeron y adquirieron nuevas filiales de PDVSA con la finalidad de atender lineamientos de las operaciones establecidas en los diferentes acuerdos de cooperación energética suscritos entre la República Bolivariana de Venezuela y otros países; así como también otras filiales para atender los sectores industrial, naval, alimentos y los ejes de desarrollo: Magna Reserva, Proyecto Orinoco, Delta Caribe, Crecimiento de Áreas Tradicionales, Proyectos de Refinación, Infraestructura y Comercialización e Integración (véanse las notas 9 y 11).
De acuerdo con lineamientos y objetivos estratégicos del Ejecutivo Nacional, durante el año 2007 la Asamblea de Accionista de PDVSA autorizó la compra de acciones de las siguientes entidades que operan en el sector eléctrico del país: C.A. La Electricidad de Caracas (EDC); Sistema Eléctrico del Estado Nueva Esparta, C.A. (SENECA); C.A. Electricidad de Valencia (ELEVAL) y C.A. Luz y Fuerza Eléctrica de Puerto Cabello (CALIFE) (véase la nota 10).
A partir de octubre de 2007, los estados financieros consolidados de PDVSA incluyen los estados financieros de Petrolera Zuata, Petrozuata, C.A. (Petrozuata), debido al control ejercido sobre sus actividades a partir de esa fecha. Hasta el 30 de septiembre de 2007, la inversión en Petrozuata se reconoció bajo el método de participación patrimonial (véanse las notas 9-a y 16).
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Inversiones en Afiliadas y Entidades Controladas de Forma Conjunta (Método de Participación Patrimonial)
Las compañías afiliadas son aquellas en las cuales PDVSA tiene influencia significativa pero no el poder para controlar decisiones financieras y operacionales. Se presume que existe influencia significativa cuando la Compañía posee directa o indirectamente entre 20% y 50% del derecho de voto en otra entidad. Las entidades controladas de forma conjunta son aquellas en las cuales PDVSA tiene un control conjunto sobre sus actividades, establecido por acuerdos contractuales y que requieren el consentimiento unánime de las partes para la toma de decisiones estratégicas, tanto financieras como operacionales. Las compañías afiliadas y las entidades controladas de forma conjunta son reconocidas con base en el método de participación patrimonial, y registradas inicialmente al costo, más alguna plusvalía identificada en la adquisición, neto de cualquier pérdida acumulada por deterioro. Los estados financieros consolidados de PDVSA incluyen la proporción que le corresponde sobre los resultados de operaciones y movimientos de patrimonio de las afiliadas y entidades controladas de forma conjunta, desde la fecha en que la influencia significativa y el control conjunto comienzan hasta la fecha en que cesan. Cuando el valor de la participación de la Compañía en las pérdidas excede su inversión en una afiliada o entidad controlada de forma conjunta, el valor en libros de la inversión se reduce a cero y cesa el reconocimiento de pérdidas adicionales, excepto en los casos en que PDVSA sea responsable solidaria de las obligaciones incurridas por dichas afiliadas y entidades controladas de forma conjunta.
Participaciones en Negocios Conjuntos
Las participaciones en negocios conjuntos son aquellas en las cuales PDVSA tiene control conjunto, establecido a través de un acuerdo contractual. PDVSA Petróleo participó, a través de sus filiales consolidadas PDVSA Cerro Negro, S.A. (PDVSA Cerro Negro); PDVSA Sincor, S.A. (PDVSA Sincor); y Corpoguanipa, S.A. (Corpoguanipa), en convenios de asociación para el desarrollo de las reservas de petróleo extrapesado en la Faja Petrolífera del Orinoco. Estas filiales de PDVSA Petróleo han preparando sus estados financieros reconociendo su cuota-parte en los activos, pasivos, ingresos y costos, de acuerdo con su porcentaje de participación en los negocios conjuntos de dichos convenios de asociación, desde la fecha en que comenzó el control conjunto hasta la fecha en que cesa. Siguiendo lineamientos establecidos por el Ejecutivo Nacional, las actividades de estos convenios de asociación fueron asumidas por empresas mixtas constituidas con participación mayoritaria de PDVSA al momento de publicarse los respectivos decretos de transferencia de los activos, lo cual ocurrió durante el primer trimestre del año 2008. A partir de la mencionada publicación, la información financiera de las empresas mixtas constituidas se incluyen en los estados financieros consolidados de PDVSA mediante el método de consolidación (véase la nota 9-a).
Transacciones Eliminadas en la Consolidación
Los saldos y transacciones con la Casa Matriz y entre filiales (intercompañías); así como cualquier ingreso o gasto no realizado procedente de transacciones intercompañías, son eliminados en la preparación de los estados financieros consolidados. Las ganancias no realizadas provenientes de transacciones con entidades, cuya inversión se contabiliza por el método de participación patrimonial, son eliminadas contra la inversión hasta el monto de la participación en dichas entidades. Las pérdidas no realizadas son eliminadas de la misma forma que las ganancias no realizadas, pero únicamente en la medida que no haya evidencia de deterioro.
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Inversiones al Costo
Las inversiones en acciones donde PDVSA no ejerce control ni influencia significativa se contabilizan al costo y, los dividendos de estas empresas se reconocen como ingresos cuando se decretan.
(b) Monedas Distintas al Dólar
Transacciones en Monedas Distintas al Dólar
Las transacciones en monedas distintas al dólar se convierten a la respectiva moneda funcional de las entidades de la Compañía, utilizando la tasa de cambio de la fecha de la transacción. Los activos y pasivos monetarios, denominados en monedas distintas al dólar a la fecha del balance general, se convierten a la moneda funcional utilizando la tasa de cambio a esa fecha. La ganancia o pérdida en cambio en monedas distintas al dólar, sobre las partidas monetarias, es la diferencia entre el costo neto en la moneda funcional al comienzo del año, ajustado por los pagos durante el año, y el costo neto en moneda extranjera convertido utilizando la tasa de cambio al final del año. Los activos y pasivos no monetarios, denominados en monedas distintas al dólar que se presentan a valor razonable, son reconvertidos a la moneda funcional utilizando la tasa de cambio a la fecha en que se determinó el valor razonable. Las ganancias o pérdidas en cambio que resultan de la conversión se reconocen en los estados consolidados de resultados (véase la nota 5).
Estados Financieros de Filiales Domiciliadas fuera de Venezuela y de los Estados Unidos de América
Los activos y pasivos de las filiales domiciliadas fuera de Venezuela y de los Estados Unidos de América, cuya moneda funcional es distinta al dólar, son convertidos a dólares utilizando la tasa de cambio vigente a la fecha de los estados financieros y, los ingresos y costos utilizando la tasa de cambio promedio ponderado en vigencia durante cada año presentado. El efecto por conversión acumulado no ha sido significativo en los últimos años y es incluido en el patrimonio como parte de las ganancias o pérdidas acumuladas. Cuando una operación extranjera es vendida, total o parcialmente, el monto del efecto por conversión asociado a dicha operación es reconocido en los estados consolidados de resultados.
(c) Instrumentos Financieros
Instrumentos Financieros no Derivados
Los instrumentos financieros no derivados, están conformados por las cuentas por cobrar a largo plazo, documentos y cuentas por cobrar, créditos fiscales por recuperar, efectivo restringido, efectivo y equivalentes de efectivo, deuda financiera, cuentas por pagar a proveedores y otros pasivos (véanse las notas 3-k y 6).
Los instrumentos financieros no derivados se reconocen inicialmente a su valor razonable más, en el caso de un activo o un pasivo financiero que no se contabilice al valor razonable con cambios en resultados, los costos de transacción atribuibles directamente a la compra o emisión de los mismos.
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16 (Continúa)
Un instrumento financiero se reconoce cuando la Compañía se obliga o compromete con las cláusulas contractuales del mismo. Los activos financieros se revierten si los derechos contractuales de la Compañía sobre los flujos de efectivo del activo expiran o, si la Compañía transfiere el activo financiero a otra entidad sin retener el control o una porción significativa de los riesgos y beneficios del activo. Las compras y ventas de activos financieros realizadas utilizando los procedimientos usuales, se contabilizan a la fecha de la negociación, que generalmente es la fecha en que la Compañía se compromete a comprar o vender el activo. Los pasivos financieros se extinguen cuando la obligación contractual específica de la Compañía expira o se cancela.
Véase la política para contabilizar los ingresos y gastos financieros en la nota 3-p.
Instrumentos Financieros Derivados
PDVSA utiliza instrumentos financieros derivados para reducir la exposición a los riesgos de productos básicos definidos y de tasas de interés que resultan de sus actividades operacionales y financieras. Dichos instrumentos son contabilizados inicialmente a su valor razonable; los costos atribuibles a la transacción son reconocidos en los estados consolidados de resultados cuando ocurren. Posterior al reconocimiento inicial, los instrumentos financieros derivados son medidos a su valor razonable, reconociéndose cualquier cambio en dicho valor razonable en los estados consolidados de resultados. Los efectos de los cambios en los valores razonables de los instrumentos financieros derivados durante los años 2008 y 2007, no son significativos y están incluidos en los estados consolidados de resultados.
De conformidad con su política corporativa, PDVSA no emite ni mantiene en su poder instrumentos financieros derivados para fines de comercialización o especulación.
(d) Propiedades, Plantas y Equipos
Las propiedades, plantas y equipos se presentan al costo, neto de depreciación acumulada y pérdidas por deterioro (véase la nota 3-k). Se utiliza el método de contabilidad de esfuerzos exitosos para las actividades de exploración y producción de petróleo crudo y gas, considerando a su vez, lo establecido en la Norma Internacional de Información Financiera N° 6 Exploración y Evaluación de Recursos Naturales (NIIF 6), en relación con el reconocimiento de activos de exploración y evaluación. Los costos de pozos de desarrollo, planta y equipos relacionados y las propiedades dedicadas a la explotación de petróleo crudo y gas se contabilizan como parte del costo de los activos. Los costos de pozos exploratorios se contabilizan como activos hasta que se determine si resultan comercialmente viables y, en caso contrario, se cargan a los gastos de exploración. Otros egresos por exploración, incluyendo los costos geológicos y geofísicos, se cargan a los gastos de exploración, al incurrirse. Los costos de mantenimiento mayor o de una reparación general, así como los de reemplazo de partes significativas de las propiedades, plantas y equipos, se capitalizan en los casos en que son identificados como un componente separado del activo al que corresponda el mantenimiento, reparación o reemplazo, y son depreciados en el período comprendido entre un mantenimiento o reemplazo y otro. Los desembolsos por mantenimiento, reparaciones y renovaciones menores efectuados para mantener las instalaciones en estado operativo normal se cargan a gastos.
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17 (Continúa)
El costo de las propiedades, plantas y equipos incluyen los desembolsos directamente atribuibles a la adquisición de dichos activos, así como los montos asociados con obligaciones por retiro de activos (véase la nota 3-e).
El costo por financiamiento de proyectos que requieren altas inversiones, y el incurrido por financiamientos específicos de proyectos, se reconocen como parte de las propiedades, plantas y equipos, cuando éstos son atribuibles directamente a la construcción o adquisición de un activo. La capitalización de estos costos es suspendida durante los períodos en los que se interrumpe el desarrollo de las actividades de construcción, y su capitalización finaliza cuando se han completado, sustancialmente, las actividades necesarias para la utilización del activo (véase la nota 3-p).
El costo de activos construidos por cuenta propia incluye intereses por financiamiento, el costo de materiales y mano de obra directa así como, cualquier otro costo directo atribuible para la puesta en operación; también incluye el costo de desmantelamiento y remoción en el lugar donde es construido.
Todos los desembolsos relacionados con la construcción o adquisición de propiedades, plantas y equipos durante la etapa previa a su puesta en servicio, se presentan al costo como obras en progreso. Una vez que los activos están listos para su uso, se transfieren al componente respectivo de propiedades, plantas y equipos y se comienzan a depreciar o amortizar.
Cuando partes de un activo de las propiedades, plantas y equipos poseen diferentes vidas útiles, son contabilizadas de forma separada como un componente importante del activo.
La depreciación y amortización de los costos capitalizados a los pozos e instalaciones para la producción de petróleo crudo y gas, son determinadas según el método de unidades de producción por campo, usando como base las reservas probadas desarrolladas, la cuales comprenden las cantidades de petróleo crudo y gas que pueden ser recuparadas de los pozos existentes, con equipos y métodos actualemente en uso. Las tasas usadas se revisan anualmente, con base en un estudio de reservas y, se aplican en forma retroactiva al inicio del año. Los costos capitalizados de las demás plantas y equipos se deprecian durante su vida útil estimada, principalmente, utilizando el método de línea recta, cuya vida útil promedio para las plantas y facilidades de refinación oscila entre 17 y 25 años; para las instalaciones de almacenamiento y transporte de petróleo crudo y gas entre 12 y 25 años; para las edificaciones y construcciones 20 años; para las maquinarias y equipos entre 5 y 10 años; para las unidades de transporte terrestres, marítimas y aéreas entre 3 y 20 años; para los servicios de apoyo industrial y de campamento entre 10 y 17 años; y para los activos remanentes entre 3 y 10 años. Adicionalmente, los activos adquiridos bajo arrendamiento financiero son depreciados utilizando el método de línea recta, en aproximadamente 10 años, lo cual se aproxima a la vida útil promedio, siendo la propiedad de estos activos transferida al término del arrendamiento (véanse las notas 3-g y 23). Los terrenos no se deprecian.
Los métodos de depreciación y la vida útil promedio de las propiedades, plantas y equipos se revisan cada año presentado.
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18 (Continúa)
La ganancia o pérdida generada de la venta o desincorporación de un activo de las propiedades, plantas y equipos, se determina por la diferencia entre el monto recibido en la venta o desincorporación, si existe, y el valor neto en libros del activo, y es reconocida como parte de los otros egresos (ingresos), neto en los estados consolidados de resultados.
(e) Costos Asociados a Obligaciones por Retiro de Activos
PDVSA capitaliza los costos estimados asociados a obligaciones por retiro de activos destinados a las actividades de exploración y producción de petróleo crudo y gas y otras instalaciones industriales, con base en el plan de desincorporación futura de estos activos. El costo es capitalizado como parte del activo de larga duración relacionado y se amortiza con cargo a los costos operativos, durante el período de su vida útil.
Las obligaciones asociadas al retiro de activos de larga duración, se reconocen al valor razonable en la fecha cuando dicha obligación es incurrida, con base en flujos de efectivo futuros descontados. La determinación de los valores razonables se basa en las regulaciones y tecnologías existentes.
Los cambios en el valor razonable de la obligación se añaden o deducen del costo del activo correspondiente. El importe depreciable ajustado del activo, se deprecia a lo largo de su vida útil remanente. Por lo tanto, una vez que el activo haya alcanzado el final de su vida útil, todos los cambios posteriores en el valor razonable de la obligación se reconocen en los resultados consolidados del período. El incremento en la obligación por cada año transcurrido se reconoce en los resultados como gastos financieros (véase la nota 3-p).
(f) Plusvalía
La Compañía reconoce como un activo la plusvalía a la fecha de adquisición de filiales, afiliadas y entidades controladas de forma conjunta. La plusvalía es medida inicialmente por el exceso del costo de la combinación de negocios sobre la participación de la Compañía en el valor razonable neto de los activos, pasivos y pasivos contingentes identificables. Posterior al reconocimiento inicial, la plusvalía es medida al costo menos las pérdidas acumuladas por deterioro.
Cuando la participación de la Compañía en el valor razonable neto de los activos, pasivos y pasivos contingentes identificables, excede el costo de la combinación de negocios, dicho exceso se reconoce en los resultados consolidados del período.
(g) Activos Arrendados
Los arrendamientos bajo los cuales la Compañía asume sustancialmente todos los riesgos y beneficios de la propiedad, son clasificados como arrendamientos financieros. Al momento del reconocimiento inicial, el activo arrendado se valora al monto menor entre su valor razonable y el valor presente de los pagos mínimos por arrendamiento. Luego del reconocimiento inicial, el activo se contabiliza de acuerdo con las políticas contables aplicables al mismo. Los demás arrendamientos se consideran operativos; por lo tanto, no se reconocen en los balances generales consolidados (véanse las notas 3-d, 23 y 28).
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19 (Continúa)
(h) Inventarios
Los inventarios se valoran al costo o al valor neto de realización, el que sea menor. El valor neto de realización es el valor estimado de venta durante el curso normal del negocio, menos los costos de terminación y gastos estimados de venta.
El costo de los inventarios de petróleo crudo y sus productos, se calcula utilizando el método de costo promedio.
El costo de los inventarios de productos alimenticios y otros de consumo masivo, ubicados en los almacenes de la Compañía, se determina, principalmente, por el método de los minoristas (o menudeo) neto de estimación para cubrir posibles pérdidas. El método de los minoristas consiste en determinar el costo de los inventarios deduciendo, del precio de venta del artículo en cuestión, un porcentaje apropiado de margen de la ganancia bruta. El porcentaje aplicado tiene en cuenta la parte de los inventarios que se han marcado por debajo de su precio de venta original. El método de costo promedio es utilizado para el resto de los inventarios (véase la nota 19).
Los materiales y suministros están valorados, principalmente, al costo promedio neto de estimación para cubrir posibles pérdidas y se clasifican en dos grupos: activo no corriente y activo corriente.
(i) Cuentas por Cobrar Comerciales
Las cuentas por cobrar comerciales son contabilizadas por el monto facturado y se presentan netas de la estimación para cuentas de cobro dudoso, la cual representa el monto de pérdidas que, potencialmente, se producirán en las cuentas por cobrar. La Compañía efectúa dicha estimación con base en la antigüedad de los saldos y en los resultados de la evaluación de la cartera de clientes (véanse las notas 6, 20 y 27).
(j) Equivalentes de Efectivo
PDVSA considera como equivalentes de efectivo las colocaciones y depósitos a plazo, con vencimientos originales menores a tres meses y disponibles en base corriente que, al 31 de diciembre de 2008 y 2007 eran de, aproximadamente, $540 millones (Bs.F.1.161 millones) y $622 millones (Bs.F.1.337 millones), respectivamente.
(k) Deterioro del Valor de los Activos
Activos Financieros
Los activos financieros son evaluados por la Compañía a la fecha de los estados financieros consolidados, para determinar si existe evidencia objetiva de deterioro. Un activo financiero está deteriorado si existe evidencia objetiva de que uno o más eventos han tenido un efecto negativo en los flujos de efectivo futuros estimados del activo.
Los activos financieros significativos son evaluados individualmente para determinar su deterioro. Los activos financieros restantes que poseen similares características de riesgo de crédito son evaluados en grupo (véase la nota 7).
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20 (Continúa)
Las pérdidas por deterioro son reconocidas en los estados consolidados de resultados. La reversión de una pérdida por deterioro ocurre solamente si éste puede ser relacionado objetivamente con un evento ocurrido después de la fecha en que la pérdida por deterioro fue reconocida (véase la nota 27).
Activos no Financieros
El valor en libros de los activos no financieros, excluyendo los inventarios y el impuesto sobre la renta diferido, es revisado en cada fecha de los estados financieros consolidados, para determinar si existe algún indicio de deterioro. Si existen tales indicios, se estima el monto recuperable del activo. En el caso de la plusvalía, cuya vida útil es indefinida, los montos a recuperar se estiman en cada fecha de los estados financieros consolidados.
El valor recuperable de un activo o unidad generadora de efectivo es el mayor entre su valor de uso y su valor razonable. Para determinar el valor de uso, se descuentan los flujos de efectivo futuros netos que se espera sean generados por los activos. El deterioro es determinado por la Compañía con base en las unidades generadoras de efectivo, de acuerdo con sus segmentos de negocio, ubicaciones geográficas y, el uso final de la producción generada por cada una de ellas. Una unidad generadora de efectivo es el grupo de activos identificable más pequeño que genera flujos de efectivo en forma sustancialmente independiente de otros activos o grupos de activos. Para propósitos de evaluación del deterioro, la plusvalía adquirida durante la combinación de negocios es ubicada en las unidades generadoras de efectivo que se espera se vean beneficiadas de las sinergias de la combinación.
Una pérdida por deterioro se reconoce cuando el valor en libros de un activo o su unidad generadora de efectivo excede a su valor recuperable. Las pérdidas por deterioro se reconocen en los resultados del año. Las pérdidas por deterioro reconocidas en relación con las unidades generadoras de efectivo son reducidas en primer lugar de cualquier plusvalía asociada a estas unidades, y luego se reduce el importe en libros de otros activos de la unidad sobre la base de prorrateo.
Las pérdidas por deterioro podrían ser revertidas únicamente si la reversión está relacionada con un cambio en las estimaciones utilizadas después que la pérdida por deterioro fue reconocida; estas reversiones no excederán el valor según libros de los activos netos de depreciación o amortización como si el deterioro nunca se hubiese reconocido. Las pérdidas por deterioro asociadas con la plusvalía no se revierten.
(l) Activos Mantenidos para la Venta y Operaciones Descontinuadas
Activos Mantenidos para la Venta
Los activos no corrientes o grupo enajenable que comprende activos y pasivos, se clasifican como mantenidos para la venta si su importe en libros se recuperará a través de su venta y no a través de su uso continuado. Esta condición se considera cumplida únicamente cuando la venta es altamente probable y los activos no corrientes o grupo enajenable están disponibles para la venta inmediatamente en su estado actual; y la venta previsiblemente se completará en el plazo de un año desde la fecha de la clasificación. Inmediatamente antes de esta clasificación, los activos no corrientes o grupo enajenable son reconocidos de acuerdo con las políticas contables de la Compañía y, posteriormente, son medidos al menor valor entre el valor en libros y el valor razonable, menos el costo estimado de venta (véase la nota 10).
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21 (Continúa)
Cualquier pérdida por deterioro de un grupo enajenable es primero asignada a la plusvalía (si la hubiese), y luego a los activos y pasivos restantes con base en un prorrateo, excepto en el caso que ninguna pérdida haya sido contabilizada en inventarios, activos financieros, impuestos diferidos activos y activos por beneficios a empleados, los cuales seguirán siendo reconocidos de acuerdo con las políticas contables de la Compañía. Las pérdidas por deterioro reconocidas inicialmente al ser clasificados como mantenidas para la venta, y las subsecuentes ganancias o pérdidas por cambios en el valor razonable, son reconocidas en los estados consolidados de resultados. Las ganancias generadas por cambios en el valor razonable no deben exceder la pérdida acumulada por deterioro previamente reconocida.
Operaciones Descontinuadas
Una operación descontinuada es un componente del negocio de la Compañía representado por un segmento operativo o área geográfica de importancia, que ha sido separada del resto de las operaciones y ha sido desincorporada o clasificada como mantenida para la venta o, una filial adquirida exclusivamente para la reventa. La clasificación como una operación descontinuada se produce cuando se retira, se vende o se ha dispuesto de ella por otra vía, o cuando la operación reúne los criterios para ser clasificada como mantenida para la venta, si esto ocurre primero. Cuando una operación es clasificada como una operación descontinuada, en el estado consolidado de resultados comparativo, es presentada como si la operación hubiese sido descontinuada desde el inicio del año comparativo (véase la nota 10).
(m) Beneficios a los Empleados y Otros Beneficios Post-retiro
Plan de Jubilación
La obligación neta de PDVSA, con respecto a planes de beneficios de jubilación definidos por contrato es calculada por separado para cada participante en el plan, estimando el monto del beneficio futuro que los empleados han adquirido a cambio de sus servicios durante el período actual y períodos previos; ese beneficio es descontado para determinar su valor actual y se le deduce el valor razonable de mercado de los activos asociados al plan. La tasa de descuento refleja el rendimiento que, a la fecha de los estados financieros consolidados, presentan instrumentos financieros emitidos por instituciones de alta calificación crediticia y que tienen fechas de vencimiento cercanas a los plazos en que deben ser pagadas dichas obligaciones. El cálculo es realizado anualmente por un actuario independiente usando el método de crédito por unidad proyectada.
Las mejoras en los beneficios del plan, relacionadas con costos de servicios pasados, son reconocidas como un gasto en los estados consolidados de resultados sobre la base del período estimado que, en promedio, transcurrirá hasta el momento en que los beneficios sean un derecho adquirido. En la medida en que dichos beneficios sean un derecho adquirido irrevocable después de su aprobación, el gasto es reconocido, de manera inmediata, en los estados consolidados de resultados.
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22 (Continúa)
La Compañía contabiliza como ingreso o como gasto una porción correspondiente al importe de sus ganancias o pérdidas actuariales no reconocidas, que exceda 10% al mayor de los siguientes montos: a) el valor presente de las obligaciones por beneficios definidos en esa fecha; y b) el valor razonable de los activos del plan en esa fecha. El monto resultante es dividido entre la vida laboral restante promedio de los trabajadores que participan en el plan. Estos límites son calculados y aplican por separado para cada uno de los planes de beneficios definidos.
Indemnizaciones Laborales
Las indemnizaciones por terminación de la relación laboral de los trabajadores en Venezuela se reconocen cuando se causan, de acuerdo con la legislación laboral y con los contratos colectivos vigentes. La mayor parte de las indemnizaciones han sido depositadas en cuentas de fideicomiso a favor de los trabajadores.
Beneficios a Corto Plazo
Las obligaciones por beneficios a corto plazo, como bonificaciones de los empleados, vacaciones y otros beneficios son contabilizadas como gastos en la medida que el servicio relacionado es provisto por el trabajador.
Beneficios Post-retiro Diferentes a Jubilación
La obligación neta con respecto a otros beneficios post-retiro diferentes a jubilación, definidos por contrato, es el monto de beneficios futuros que los trabajadores hayan ganado a cambio de sus servicios durante el período actual y los períodos previos. Estos beneficios incluyen planes de salud y odontológicos, seguro funerario y tarjeta de banda electrónica para alimentación. La obligación se calcula utilizando el método de crédito por unidad proyectada, se descuenta para reflejar su valor actual y se le deduce el valor razonable de los activos relacionados, si los hubiere. La tasa de descuento debe reflejar el rendimiento que, a la fecha de los estados financieros consolidados, presenten instrumentos financieros emitidos por instituciones de alta calificación crediticia y que tengan fechas de vencimiento cercanas a los plazos en que deben ser pagadas dichas obligaciones.
Los costos de servicios pasados y las ganancias o pérdidas actuariales se reconocen usando la misma metodología del plan de jubilación definido por contrato.
(n) Provisiones
Una provisión se reconoce si, como resultado de un evento pasado, la Compañía ha incurrido en una obligación legal o formal que se pueda estimar de manera confiable, y sea probable que se requiera un desembolso futuro para pagar la obligación. Las provisiones son contabilizadas con base en el mejor estimado de la gerencia, considerando el monto necesario para liquidar la obligación, el cual incluye entre otros aspectos, la experiencia de la gerencia en transacciones similares. Cuando el efecto del valor del dinero en el tiempo es significativo, la provisión es determinada aplicando una tasa de descuento asociada al plazo estimado de pago, si el plazo puede ser razonablemente estimado al igual que el riesgo asociado con dichas obligaciones.
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23 (Continúa)
En concordancia con la política ambiental establecida por PDVSA y las normativas legales aplicables, se reconoce un pasivo cuando los costos son probables y pueden ser razonablemente estimados. Los desembolsos relacionados con la conservación del ambiente, vinculados con ingresos por operaciones actuales o futuras, son contabilizados como gastos o activos, según correspondan. Los desembolsos relacionados con operaciones del pasado, que no contribuyan a la obtención de ingresos corrientes o futuros, son cargados a gastos. La creación de estas provisiones coincide con la identificación de una obligación relacionada con remediación ambiental, para la cual PDVSA tiene información adecuada para determinar un estimado razonable del respectivo costo. Los ajustes subsiguientes a los estimados, de ser necesarios, se efectúan al obtener información adicional.
(o) Reconocimiento de Ingresos
Los ingresos provenientes de ventas de petróleo crudo, gas natural, productos refinados y otros, de las filiales en Venezuela y en el exterior, son medidos al valor razonable de la contraprestación recibida o por recibir, neta de descuentos comerciales y regalías de los volúmenes despachados por cuenta de la República, y se reconocen en los estados consolidados de resultados cuando los riesgos y los derechos significativos derivados de la propiedad han sido transferidos al comprador, la recuperación de la respectiva cuenta por cobrar es probable, existe suficiente evidencia de un acuerdo de venta, los precios han sido fijados o son determinables y la Compañía no mantiene implicación alguna con los activos vendidos. En su mayoría, esas transferencias están regidas por los términos de entrega estipulados en los contratos con los clientes. En el caso de los ingresos provenientes de actividades distintas al negocio principal de la Compañía, éstos se reconocen cuando el ingreso ha sido realizado a través de la transferencia de riesgos y beneficios asociados a la venta de activos. No se reconocen ingresos si existe incertidumbre significativa en cuanto a la recuperación de la obligación adquirida por el comprador.
(p) Ingresos y Gastos Financieros
Los ingresos financieros, incluidos en los estados consolidados de resultados, comprenden principalmente intereses ganados sobre fondos invertidos y cambios (ganancia) en el valor razonable de los activos financieros.
Los gastos financieros, incluidos en los estados consolidados de resultados, comprenden los gastos por concepto de intereses de obligaciones financieras, el incremento en la obligación por retiro de activos (véanse las notas 3-d y 3-e), y los gastos financieros relacionados con pérdidas por deterioro (véase la nota 12) y cambios (pérdida) en el valor razonable de los activos financieros (véase la nota 13).
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24 (Continúa)
(q) Impuesto sobre la Renta
El gasto de impuesto sobre la renta comprende el impuesto sobre la renta corriente y el impuesto sobre la renta diferido. El gasto de impuesto sobre la renta se reconoce en los resultados de cada año, excepto cuando se refiere a partidas que deben reconocerse directamente en el patrimonio.
El impuesto corriente es el impuesto por pagar esperado, calculado sobre la ganancia gravable del año utilizando la metodología establecida por la legislación vigente, las tasas de impuesto vigentes a la fecha del balance general y, cualquier ajuste al impuesto por pagar de años anteriores.
El impuesto sobre la renta diferido se contabiliza utilizando el método del balance general. Los activos y pasivos diferidos se reconocen por las diferencias temporarias que existen entre los montos de los activos y pasivos presentados en el balance general y su correspondiente base fiscal; así como también por las pérdidas de operación y créditos fiscales trasladables a períodos futuros. El valor de los activos y pasivos diferidos se determina utilizando las tasas de impuestos que se espera serán aplicables a la ganancia gravable en el año en que las diferencias temporarias serán recuperadas o canceladas, según la legislación vigente. El efecto sobre los activos y pasivos diferidos por cambios en las tasas de impuesto se reconoce en los resultados del año en que inicia su vigencia.
Un impuesto sobre la renta diferido activo se reconoce solamente hasta el monto en que es probable que estén disponibles ganancias gravables futuras sobre las cuales compensarlo. El impuesto sobre la renta diferido activo es revisado a la fecha de presentación de los estados financieros consolidados y se revierte en la medida que se reduce la probabilidad de que el beneficio fiscal relacionado pueda realizarse.
El impuesto sobre la renta relacionado con la distribución de dividendos, determinado con base en las disposiciones legales de cada jurisdicción fiscal, es reconocido como un pasivo cuando se genera la obligación del pago de dichos dividendos.
(r) Información Financiera por Segmentos
Un segmento es un componente identificable de PDVSA que se dedica a proveer productos o servicios (segmento de negocios) o, que se dedica a proveer productos o servicios dentro de un entorno económico particular (segmento geográfico) que está sujeto a riesgos y beneficios específicos y diferentes de otros segmentos.
PDVSA ha determinado que sus segmentos de operación son aquellos basados en la metodología que utiliza la gerencia para sus informes internos. PDVSA identifica estos segmentos con base en sus unidades de negocios y geográficamente. Los segmentos de operación de PDVSA incluyen las actividades de exploración y producción de petróleo crudo (aguas arriba); refinación, comercio y suministro (aguas abajo), y gas (véase la nota 8).
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25 (Continúa)
La ganancia operativa, los activos y los pasivos por segmento, incluyen transacciones y saldos directamente atribuibles al segmento; así como también aquellos que pueden ser distribuidos sobre una base razonable. Las transacciones y saldos no distribuidos comprenden, principalmente, la deuda financiera, arrendamientos financieros y los gastos financieros relacionados, el impuesto sobre la renta diferido, y el impuesto sobre la renta por pagar.
Los desembolsos netos para inversiones incluyen los costos netos totales incurridos durante el año para adquirir propiedades, plantas y equipos.
(s) Investigación y Desarrollo
El gasto en actividades de investigación efectuado para obtener nuevos conocimientos científicos o tecnológicos, es reconocido como gasto de operación en los estados consolidados de resultados, cuando se incurre. Durante los años 2008 y 2007, los montos cargados a gastos por este concepto fueron de $555 millones (Bs.F.1.193 millones) y $188 millones (Bs.F.404 millones), respectivamente.
Las actividades de desarrollo involucran un plan o diseño para la producción de nuevos productos y procesos, sustancialmente mejorados. El desembolso en actividades de desarrollo se capitaliza sólo si los costos pueden estimarse con fiabilidad, el producto o proceso sea viable técnica y comercialmente, sea posible obtener beneficios económicos a futuro y, la Compañía pretenda y posea suficientes recursos para completar el desarrollo y para usar o vender el activo. El desembolso capitalizado incluye el costo de los materiales, mano de obra y gastos generales que son directamente atribuibles a la preparación del activo para su uso. Otros gastos en actividades de desarrollo son reconocidos en los resultados consolidados cuando se incurren. El desembolso en actividades de desarrollo capitalizado es medido al costo menos la amortización acumulada y las pérdidas por deterioro acumuladas.
(t) Aportes y Contribuciones para el Desarrollo Social
Corresponde a los aportes para los programas y proyectos sociales, a través de los cuales PDVSA participa en el desarrollo social e integral del país (véanse las notas 1, 17, 18 y 30). Estos aportes son reconocidos directamente como gastos en el momento que se adquiere la obligación.
(u) Nuevos Pronunciamientos Contables Aún no Adoptados
Varias normas nuevas y enmiendas e interpretaciones a las normas actuales aún no están vigentes para el año terminado el 31 de diciembre de 2008, y no se han aplicado en la preparación de estos estados financieros consolidados. Las más importantes para PDVSA son las siguientes:
En noviembre de 2008, la IASB emitió la interpretación N° 17 (CINIIF 17) - Distribuciones de Activos a los Propietarios, distintos a Efectivo, que aclara como una entidad debe medir las distribuciones de activos a sus propietarios, cuando paga dividendos en forma distinta al efectivo. Esta interpretación estará en vigencia para los ejercicios económicos iniciados en o después del 1° de julio de 2009.
La Compañía completó el análisis de esta interpretación y determinó que no tendrá efectos significativos sobre sus estados financieros consolidados.
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26 (Continúa)
En julio de 2008, la IASB emitió una enmienda a la Norma Internacional de Contabilidad N° 39 Instrumentos Financieros: Reconocimiento y Medición (NIC 39), que aclara las situaciones en las que la inflación puede ser considerada como un riesgo cubierto para la contabilización de cobertura. Igualmente, aclara las condiciones para que una entidad pueda designar una opción como un instrumento de cobertura. Esta enmienda estará en vigencia para los ejercicios económicos iniciados en o después del 1° de julio de 2009.
La Compañía completó el análisis de esta enmienda y determinó que no tendrá efectos significativos sobre sus estados financieros consolidados.
En mayo de 2008, la IASB publicó el proyecto anual de mejoras a las NIIF, introduciendo una serie de enmiendas a varias normas e interpretaciones actuales, que no están vigentes para el año terminado el 31 de diciembre de 2008. Las más importantes para PDVSA son: NIIF 5 Activos no Corrientes Mantenidos para la Venta y Operaciones Descontinuadas; NIIF 7 Instrumentos Financieros: Revelaciones; NIC 1 Presentación de Estados Financieros; NIC 8 Políticas Contables, Cambios en las Estimaciones Contables y Errores; NIC 10 Hechos Ocurridos Después de la Fecha de Reporte; NIC 16 Propiedades, Plantas y Equipos; NIC 18 Ingresos; NIC 19 Beneficios a los Empleados; NIC 20 Subvenciones del Gobierno, NIC 23 Costos de Financiamiento; NIC 27 Estados Financieros Consolidados y Separados; NIC 28 Inversiones en Asociadas; NIC 29 Información Financiera en Economías Hiperinflacionarias; NIC 31 Participaciones en Negocios Conjuntos; NIC 34 Información Financiera Intermedia; NIC 36 Deterioro del Valor de los Activos; NIC 39 Instrumentos Financieros: Reconocimiento y Medición, NIC 40 Propiedades de Inversión y NIC 41 Agricultura. Estas modificaciones estarán en vigencia para ejercicios económicos iniciados en o después del 1° de enero de 2009.
La Compañía completó el análisis de estas mejoras y determinó que no tendrán efectos significativos sobre sus estados financieros consolidados.
En mayo de 2008, la IASB emitió una enmienda a la NIIF 1 Adopción por Primera Vez de las Normas Internacionales de Información Financiera y a la NIC 27 Estados Financieros Consolidados y Separados, la cual elimina la definición del método del costo y se sustituye por un requerimiento de presentar los dividendos recibidos de filiales y entidades controladas de forma conjunta, como ingresos en los estados financieros separados del inversionista. Esta enmienda estará en vigencia para los ejercicios económicos iniciados en o después del 1° de enero de 2009.
La Compañía completó el análisis de esta enmienda y determinó que no tendrá efectos significativos sobre sus estados financieros consolidados.
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27 (Continúa)
En febrero de 2008, la IASB emitió enmiendas a la NIC 1 Presentación de Estados Financieros y a la NIC 32 Instrumentos Financieros: Presentación, las cuales establecen cuándo ciertos instrumentos financieros deben ser clasificados como pasivos o patrimonio. Regula los instrumentos financieros clasificados como patrimonio, que incluyen cláusulas contractuales para su recompra o liquidación por parte del emisor o, que imponen una obligación a la entidad de entregar una parte de sus activos netos, pero sólo en caso de una eventual liquidación. Estas enmiendas estarán en vigencia para los ejercicios económicos iniciados en o después del 1° de enero de 2009.
La Compañía completó el análisis de esta enmienda y determinó que no tendrá efectos significativos sobre sus estados financieros consolidados.
En enero de 2008, la IASB emitió la NIIF 3 revisada Combinaciones de Negocios, la cual mantiene el método de la compra para la contabilización de estas transacciones, pero introduce algunos cambios relacionados con la valoración de los intereses no controladores y las adquisiciones o combinaciones parciales. Esta norma estará en vigencia para los ejercicios económicos iniciados en o después del 1° de julio de 2009.
La Compañía completó el análisis de esta norma y determinó que no tendrá efectos significativos sobre sus estados financieros consolidados.
En noviembre de 2006, la IASB emitió la NIIF 8 Segmento de Operación, la cual introduce el “enfoque de la administración” para la información financiera por segmentos y requerirá la revelación de segmentos de operación con base en los reportes internos revisados periódicamente por los ejecutivos o diferentes comités encargados de la toma de decisiones operativas de la Compañía para evaluar cada información del segmento. Esta norma estará en vigencia para los ejercicios económicos iniciados en o después del 1° de enero 2009.
La Compañía completó el análisis de esta norma y determinó que no tendrá efectos significativos sobre sus estados financieros consolidados.
En septiembre de 2007, la IASB emitió la NIC 1 revisada Presentación de Estados Financieros, la cual introduce un estado integral de resultados que incluye la utilidad o pérdida del ejercicio y los otros resultados integrales, constituidos por partidas de ingresos y gastos que no son reconocidos en los resultados del ejercicio por requerimientos de otras normas. Igualmente, requiere cambiar la denominación de “balance general” por “estado de situación financiera”. Esta norma revisada estará en vigencia para los ejercicios económicos iniciados en o después del 1° de enero de 2009.
La Compañía completó el análisis de esta norma y determinó que no tendrá efectos significativos sobre sus estados financieros consolidados.
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28 (Continúa)
En enero de 2008, la IASB emitió la NIC 27 revisada Estados Financieros Consolidados y Separados la cual requiere contabilizar, en el patrimonio, los cambios en la participación del propietario en una filial que no resulte en una pérdida del control. En el caso que una entidad pierda el control en una filial, y ésta desincorpore los activos, pasivos y los componentes del patrimonio relacionados de la filial, cualquier ganancia o pérdida es reconocida en el estado consolidado de resultados. Las inversiones mantenidas en la filial se miden a su valor razonable hasta la fecha que el control cesa. Esta norma revisada estará en vigencia para los ejercicios económicos iniciados en o después del 1° de enero de 2009.
La Compañía completó el análisis de esta norma y determinó que no tendrá efectos significativos sobre sus estados financieros consolidados.
En julio de 2008, la IASB emitió la interpretación N° 15 (CINIIF 15) Acuerdo para Construcción de Inmuebles, la cual regula el reconocimiento de ingresos en aquellas compañías que ejecutan proyectos de construcción de inmuebles para la venta, según planos, antes de que se complete la construcción. Esta interpretación estará en vigencia para los ejercicios económicos iniciados en o después del 1° de enero de 2009.
La Compañía completó el análisis de esta norma y determinó que no tendrá efectos significativos sobre sus estados financieros consolidados.
(v) Pronunciamientos Contables Adoptados Recientemente
Durante el año 2008 entraron en vigencia las siguientes normas e interpretaciones:
Enmiendas a la NIC 39 Instrumentos Financieros: Reconocimiento y Medición y a la NIIF 7 Instrumentos Financieros: Revelaciones, que permiten a la entidad, en circunstancias limitadas, reclasificar los activos financieros no-derivados fuera de las categorías de “valor razonable con cambios en resultados” y “disponibles para la venta”. Tales reclasificaciones generan requerimientos adicionales de revelación.
La Interpretación Nº 14 (CINIIF 14) - NIC 19 El Límite sobre un Activo por Beneficio Definido, Requerimientos Mínimos de Fondos y la Interacción Entre Éstos, que aclara cuándo los reembolsos o reducciones en contribuciones futuras relacionadas con un activo por beneficio definido, serán considerados como disponibles. Adicionalmente, provee una guía sobre el impacto de los requerimientos mínimos de financiamiento de tales activos. Asimismo, aclara cuando un requerimiento mínimo de financiamiento debería originar un pasivo.
La Interpretación N° 16 (CINIIF 16) Coberturas de la Inversión Neta en un Negocio Extranjero, define las condiciones para identificar los riesgos que deben ser contabilizados como instrumentos financieros de cobertura de acuerdo con la NIC 39.
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29 (Continúa)
Adicionalmente, durante el año 2008 PDVSA decidió adoptar de manera anticipada la aplicación de la NIC 23 revisada Costos de Financiamiento, cuya vigencia obligatoria se estableció para los ejercicios económicos iniciados en o después del 1° de enero de 2009. Esta norma revisada elimina la opción de reconocer en los resultados los costos de financiamiento y requiere capitalizar estos costos, directamente atribuibles a la adquisición, construcción o producción de un activo calificado, como costo de ese activo.
Las políticas de contabilidad de la Compañía se han revisado y modificado, en los casos necesarios, para adoptar los requerimientos establecidos en estas nuevas normas o interpretaciones. La adopción de estas normas e interpretaciones no tuvo efectos significativos en los estados financieros consolidados de PDVSA.
(4) Convenio Cambiario con el Banco Central de Venezuela (BCV)
De acuerdo con la Reforma a la Ley del BCV, vigente desde el 20 de julio de 2005, PDVSA sólo está obligada a vender al BCV los ingresos en moneda extranjera necesarios para satisfacer sus obligaciones en moneda local. Los montos restantes en moneda extranjera, pueden ser mantenidos por PDVSA para satisfacer las obligaciones e inversiones en moneda extranjera. Cualquier monto en exceso a lo descrito anteriormente, debe ser transferido por PDVSA a la sociedad anónima Fondo de Desarrollo Nacional (FONDEN), ente creado por el Ejecutivo Nacional el 8 de septiembre de 2005, con el objetivo de apoyar los proyectos sociales de inversión real productiva, educación, salud, atención a situaciones especiales, y mejoramiento del perfil y saldo de la deuda pública externa (véase la nota 30).
El 21 de noviembre de 2005, se publicó en la Gaceta Oficial N° 38.318 el Convenio Cambiario Nº 9, el cual establece el destino de las divisas recibidas por concepto de exportaciones de hidrocarburos, incluidos los hidrocarburos gaseosos y otros, las cuales serán de venta obligatoria al BCV, excepto las destinadas a las actividades realizadas por PDVSA de conformidad con lo establecido en la reforma a la Ley del BCV, mencionada anteriormente. Dicho convenio indica que PDVSA y sus filiales no podrán mantener fondos en divisas dentro del Territorio Nacional por más de 48 horas; además establece las condiciones para el uso de los fondos por parte de PDVSA y la información mensual que deberá ser presentada al BCV, relacionada con los flujos en divisas generados por sus actividades, sus posiciones activas y pasivas en moneda extranjera y, la información detallada de los pagos efectuados por PDVSA en el exterior.
El 2 de marzo de 2006 el Directorio del BCV autorizó a PDVSA incrementar el fondo rotatorio hasta $2.000 millones, para garantizar sus pagos operativos y de inversión.
El 22 de marzo de 2007 se publicó en la Gaceta Oficial Nº 38.650 la reforma al Convenio Cambiario Nº 9 el cual estableció que PDVSA podrá adquirir divisas directamente ante el BCV para la reposición, hasta el monto autorizado, de los fondos colocados en el exterior de acuerdo con lo establecido en el Artículo Nº 113 de la Ley del BCV. Con base en este Convenio, el 8 de febrero de 2007, el Directorio del BCV autorizó a PDVSA a mantener un fondo especial en dólares hasta la cantidad de $3.500 millones, para atender las necesidades asociadas con el Plan Siembra Petrolera 2007 - 2013.
El 1° de marzo de 2005, el Ejecutivo Nacional y el BCV modificaron el convenio cambiario Nº 2 de fecha 6 de febrero de 2004, fijando los tipos de cambio para la venta y para la compra de divisas en Bs.F.2,15 y Bs.F.2,14 por $1, respectivamente (véase la nota 2-d).
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(5) Transacciones y Saldos en Monedas Distintas al Dólar
PDVSA tiene los siguientes activos y pasivos monetarios denominados en monedas distintas al dólar, los cuales se convierten a dólares a la tasa de cambio vigente a la fecha del balance general (en millones):
31 de diciembre de2008 2007 2008 2007
Dólares Bolívares Fuertes
Activos monetarios:Bolívares Fuertes 15.980 12.602 34.357 27.094 Euros 1.052 502 2.262 1.079 Otras monedas 5 5 11 11
17.037 13.109 36.630 28.184
Pasivos monetarios:Bolívares Fuertes 26.496 18.932 56.966 40.704 Yenes 208 213 447 458 Euros - 3 - 7 Otras monedas 56 35 120 75
26.760 19.183 57.533 41.244 Posición monetaria neta pasiva (9.723) (6.074) (20.903) (13.060)
En el año 2008 el BCV comenzó a publicar un nuevo indicador inflacionario, denominado Índice Nacional de Precios al Consumidor (INPC), producto de una revisión en la base de cálculo del Índice de Precios al Consumidor (IPC), el cual fue utilizado hasta el 31 de diciembre de 2007. El INPC, entre otras variables, considera una mayor cantidad de áreas geográficas en Venezuela y, el año 2007 como año base de su cálculo.
A continuación se indican las tasas de cambio con respecto al dólar al cierre contable, las tasas de cambio promedio anuales y los incrementos interanuales en el INPC y en el IPC, publicados por el BCV:
31 de diciembre de2008 2007
Tasas de cambio del dólar al cierre contable (Bs.F./$1) 2,15 2,15 Tasas de cambio promedio anuales del dólar (Bs.F./$1) 2,15 2,15
Incrementos interanuales del IPC (%) 31,90 22,46 Incrementos interanuales del INPC (%) 30,90 -
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31 (Continúa)
(6) Determinación de los Valores Razonables
Algunas de las políticas y revelaciones contables de la Compañía, requieren la determinación de los valores razonables para los activos y pasivos financieros o no financieros. Los valores razonables han sido estimados para propósito de valoración y/o revelación, utilizando la información disponible en el mercado y siguiendo métodos de valuación apropiados y, cuando aplican, información adicional sobre la estimación del valor razonable de activos y pasivos, es revelada en las notas específicas a los estados financieros consolidados.
El valor razonable de las propiedades, plantas y equipos reconocido como consecuencia de una combinación de negocios, se basa, fundamentalmente, en el valor de mercado. El valor de mercado del activo corresponde al monto estimado por el que éste podría intercambiarse a la fecha de valuación entre un comprador y un vendedor dispuestos en una transacción en condiciones de independencia mutua, posterior a una adecuada negociación en la que ambas partes han actuado con conocimiento, prudencia y sin obligación.
El valor razonable de las cuentas por cobrar a largo plazo y otros activos, créditos fiscales por recuperar, y ciertas acumulaciones y otros pasivos, se determina descontando el valor en libros, según recuperaciones y pagos estimados a futuro, utilizando tasas de interés determinadas con base en los riesgos inherentes al instrumento evaluado como, calidad crediticia, liquidez, moneda y otros factores.
El efectivo restringido, mayormente, genera intereses a tasas variables de mercado y el valor en libros se aproxima al valor razonable.
El valor razonable de los inventarios, reconocidos como consecuencia de una combinación de negocios, se determina sobre la base del precio de venta estimado en el curso normal del negocio menos los costos estimados de venta y terminación y, un margen de utilidad razonable basado en el esfuerzo que se requiere para terminar y vender dichos inventarios.
Los saldos en libros del efectivo y sus equivalentes, documentos y cuentas por cobrar, otros activos financieros incluidos en gastos pagados por anticipado y otros activos y cuentas por pagar a proveedores; se aproximan a su valor razonable debido al corto plazo de estos instrumentos.
El valor razonable de los instrumentos financieros derivados se basa en el monto estimado que la Compañía recibiría o pagaría por terminar los acuerdos, considerando los precios actuales de los productos, las tasas de interés y el nivel crediticio de las partes involucradas.
El valor razonable de las obligaciones financieras no derivadas, el cual es determinado para propósitos de revelación, es calculado con base en cotizaciones suministradas por instituciones financieras y en el valor presente de los flujos futuros de interés y capital, descontados a una tasa de interés a la fecha de los estados financieros consolidados, determinada con base en los riesgos inherentes de dichas obligaciones.
Para los arrendamientos financieros, la tasa de interés de mercado es determinada tomando como referencia contratos de arrendamientos financieros similares.
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(7) Administración de Riesgos Financieros
PDVSA está expuesta a los siguientes riesgos relacionados con el uso de instrumentos financieros:
Riesgo de crédito.
Riesgo de liquidez.
Riesgo de mercado.
Esta nota presenta información respecto a la exposición de PDVSA a cada uno de los riesgos mencionados, los objetivos de la Compañía, las políticas y los procedimientos para medir y administrar los riesgos, y la administración del capital. Los estados financieros consolidados incluyen más revelaciones cuantitativas (véase la nota 27).
La Junta Directiva de PDVSA es responsable por establecer y supervisar el proceso de administración de riesgos de la Compañía. En los procesos de planificación estratégica y presupuestaria se estima el efecto de los riesgos del negocio con el objetivo de tener una visión integral de su impacto en la Compañía.
Las políticas de administración de riesgos, son establecidas con el propósito de identificar y analizar los riesgos enfrentados por la Compañía, fijar los límites y controles adecuados, así como monitorear los riesgos y el cumplimiento de los límites. Las políticas y los sistemas de administración de riesgos son revisados regularmente con la finalidad de que reflejen los cambios en las condiciones de mercado y en las actividades de la Compañía.
(a) Riesgo de Crédito
Es el riesgo de pérdida financiera que enfrenta la Compañía si un cliente o contraparte en un instrumento financiero incumple con sus obligaciones contractuales y se origina, principalmente, por el efectivo y equivalentes de efectivo y las cuentas por cobrar provenientes de las ventas. Con el objetivo de mitigar el riesgo de crédito, los equivalentes de efectivo están representados por instrumentos de alta calidad que son colocados en diversas instituciones. Asimismo, los documentos y cuentas por cobrar están distribuidos en una amplia y confiable cartera de clientes a nivel mundial y, periódicamente, se evalúa su condición financiera. Producto de esta evaluación se reconoce en los estados financieros una estimación para cuentas de cobro dudoso (véanse las notas 20 y 27).
(b) Riesgo de Liquidez
Es el riesgo de que la Compañía no pueda cumplir con sus obligaciones financieras a medida que vencen. El enfoque de PDVSA para administrar la liquidez es asegurar, en la mayor medida posible, que siempre contará con la liquidez suficiente para cumplir con sus obligaciones cuando vencen, tanto en condiciones normales como de tensión, sin incurrir en pérdidas inaceptables o arriesgar la reputación de la Compañía.
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Como política fundamental, la Compañía se asegurará de contar con suficientes fondos para cumplir sus compromisos de pago, incluyendo el pago de obligaciones financieras; lo cual excluye el posible impacto de circunstancias extremas que no pueden predecirse razonablemente, como los desastres naturales. Además, PDVSA mantiene facilidades de crédito, que también están disponibles para cubrir necesidades de fondos y cuyo saldo por utilizar no genera gastos financieros (véanse las notas 23 y 27).
(c) Riesgo de Mercado
Es el riesgo de que cambios en los precios de mercado, como las tasas de cambio, tasas de interés o precios de venta, afecten los ingresos de PDVSA o el valor de los instrumentos financieros que mantiene.
Las actividades de la Compañía, las condiciones financieras y los resultados de operación están, principalmente, en función de los volúmenes de exportación y de los precios de petróleo crudo y sus productos. Estos precios son cíclicos y tienden a ser inestables, por lo que el riesgo primario de este negocio es la volatilidad de los precios del petróleo crudo y sus productos.
PDVSA monitorea constantemente las condiciones de mercado para asegurar la colocación de su producción de petróleo crudo y sus productos de la manera más óptima posible. Adicionalmente, la República Bolivariana de Venezuela es miembro de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), a través de la cual se suscriben acuerdos en la búsqueda de precios estables para el petróleo crudo y sus productos (véase la nota 29). PDVSA también utiliza instrumentos financieros derivados para administrar los riesgos de mercado. Al 31 de diciembre de 2008 y por el año entonces terminado, PDVSA no ha designado derivados como instrumentos de cobertura (véase la nota 3-c).
(d) Administración de Capital
Como empresa nacional de petróleo del Estado venezolano, el enfoque de PDVSA al gestionar el capital, es salvaguardar la capacidad de la Compañía para continuar como un negocio en marcha, de forma que pueda continuar siendo la fuerza y motor para el desarrollo nacional y la palanca para la transformación integral del país.
La estrategia de la Compañía ha sido fortalecer progresivamente su situación patrimonial, mediante ajustes, en función de los cambios en las condiciones económicas y las características de riesgo de las operaciones realizadas. Para fortalecer la estructura de capital, la Compañía puede decidir sobre la estrategia de pago de los dividendos, la creación o traspaso de reservas y la venta de activos.
Los estados financieros consolidados de PDVSA al cierre del año 1998, reflejaban un déficit acumulado de $14.626 millones, el cual fue revertido producto de las decisiones estratégicas, políticas y lineamientos del Ejecutivo Nacional, que permitieron resultados favorables en los últimos años. El déficit acumulado fue finalmente revertido en el año 2007.
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(8) Información Financiera por Segmentos
Las ventas entre segmentos consisten, básicamente, en ventas de petróleo crudo y gas natural y son realizadas de acuerdo con el destino que tendrán los productos refinados que se elaboran a partir de ellos.
Los productos refinados destinados al mercado local se venden a un precio subsidiado, por lo que la gerencia de la Compañía considera conveniente que las ventas entre segmentos de petróleo crudo y gas natural que se hayan determinado para ser refinados y abastecer el mercado local, sean medidas al precio de costo menos la rebaja a las regalías que otorga el MENPET por este subsidio. Por otra parte, las ventas entre segmentos de petróleo crudo y gas natural que se hayan determinado van a ser refinadas para abastecer el mercado de exportación, se medirán al precio aproximado del mercado.
PDVSA evalúa el desempeño de sus segmentos con base en las ventas netas, la ganancia operativa (ventas de petróleo crudo y sus productos, menos los costos y gastos excepto los gastos de financiamiento), y los desembolsos netos para inversiones y las propiedades, plantas y equipos.
(a) Segmentos de Negocios
La Compañía tiene los siguientes principales segmentos de negocios:
Las actividades de exploración y producción incluyen el proceso de búsqueda de reservas de petróleo crudo y gas asociado y mejoramiento de crudos extrapesados; así como también, el manejo del petróleo crudo y gas asociado hasta las refinerías y plantas de fraccionamiento.
Las actividades de refinación, comercio y suministro en Venezuela incluyen el manejo de las refinerías, comercialización, mercadeo y transporte del petróleo crudo y productos refinados, bajo la marca PDV®. Las actividades de refinación, comercio y suministro en los Estados Unidos de América representan la administración de las refinerías y el mercadeo de gasolina y productos refinados del petróleo crudo, principalmente en las regiones este y medio oeste de ese país, bajo la marca CITGO.
La actividad de gas incluye el manejo de las plantas procesadoras de gas, el mejoramiento, comercialización de gas natural y líquido, tanto industrial como doméstico, así como también el transporte, distribución, colocación y venta del mismo.
Dentro del segmento de otros se incluyen las operaciones realizadas por las filiales que desarrollan actividades distintas a las petroleras, siendo la más importante la del sector alimentos.
(b) Segmentos Geográficos
Las actividades de exploración y producción de petróleo crudo y gas se realizan únicamente en Venezuela. Las actividades de refinación, suministro y comercio se focalizan principalmente en Venezuela y en los Estados Unidos de América.
El renglón otros, incluye partidas corporativas y los resultados de operaciones poco significativas en Venezuela, Europa y el Caribe.
Al presentar información por segmento geográfico, los ingresos y los activos por segmentos se basan en la ubicación geográfica de los activos.
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La información financiera por segmentos de la Compañía se indica en la siguiente tabla (en millones):
Dólares –
Refinación, Exploración y comercio y producción suministro Gas Otros Total
2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007
Al 31 de diciembre -
Activo corriente no distribuido 40.424 38.887 Activo de segmentos:
Propiedades, plantas y equipos, neto:En Venezuela 49.228 33.503 8.069 6.674 8.818 6.977 1.735 372 67.850 47.526 En los Estados Unidos de América - - 4.705 4.578 - - - - 4.705 4.578 En otros países - - 455 332 - - - - 455 332
Total propiedades, plantas y equipos, neto 49.228 33.503 13.229 11.584 8.818 6.977 1.735 372 73.010 52.436
Activo no corriente no distribuido 18.398 15.571
Total activo 131.832 106.894
Pasivo de segmentos:En Venezuela 13.793 16.090 12.060 1.782 2.392 1.830 4.845 3.369 33.090 23.071 En los Estados Unidos de América - - 2.611 3.180 - - 2.611 3.180 En otros países - - 2.882 738 - 937 834 3.819 1.572
Total pasivo de segmentos 13.793 16.090 17.553 5.700 2.392 1.830 5.782 4.203 39.520 27.823
Pasivo no distribuido 20.799 23.009
Total pasivo 60.319 50.832
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Refinación, Exploración y comercio y Operaciones Operaciones Operaciones
producción suministro Gas descontinuadas (3) Otros Eliminaciones Total descontinuadas (3) continuas2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007
Por los años terminados el 31 de diciembre -Desembolsos netos para inversiones:
En Venezuela 12.836 7.955 736 1.600 2.515 3.122 - - 1.404 (303) - - 17.491 12.374 - - 17.491 12.374 En los Estados Unidos de América - - 743 371 - - - - - - - - 743 371 - - 743 371 En otros países - - 168 57 - - - - 11 50 - - 179 107 - - 179 107
Total desembolsos netos para inversiones 12.836 7.955 1.647 2.028 2.515 3.122 - - 1.415 (253) - - 18.413 12.852 - - 18.413 12.852
Depreciación y amortización 3.573 2.446 1.355 1.293 260 219 87 146 32 60 - - 5.307 4.164 87 146 5.220 4.018
Costos de obligaciones por retiro de activos 63 54 2 - 4 (1) - - - - - - 69 53 - - 69 53
(Reverso) deterioro del valor de los activos (236) 10 605 - - - - - - - - - 369 10 - - 369 10
Ventas de petróleo crudo y sus productos:Ventas a clientes externos:
En Venezuela 47.004 31.084 17.378 11.286 2.902 2.904 951 859 1.543 477 - - 69.778 46.610 951 859 68.827 45.751 En los Estados Unidos de América - 41.279 37.927 - - - - - - - - 41.279 37.927 - - 41.279 37.927 En otros países - 16.258 12.544 - - - 17 - 20 - - 16.258 12.581 - 17 16.258 12.564
Total ventas a clientes externos 47.004 31.084 74.915 61.757 2.902 2.904 951 876 1.543 497 - - 127.315 97.118 951 876 126.364 96.242
Ventas entre segmentos:En Venezuela 49.139 33.988 10.577 7.609 2.427 1.828 - - - 11 (62.143) (43.436) 1 - - - - - - En los Estados Unidos de América - - - 87 - - - - - - - (87) 1 - - - - - - En otros países - - 9.036 5.310 - - - - - - (9.036) (5.310) 1 - - - - - -
Total ventas entre segmentos 49.139 33.988 19.613 13.006 2.427 1.828 - - - 11 (71.179) (48.833) - - - - - - Total ventas 96.143 65.072 94.528 74.763 5.329 4.732 951 876 1.543 508 (71.179) (48.833) 127.315 97.118 951 876 126.364 96.242
Ganancia (pérdida) operativa de segmentos:En Venezuela 27.230 19.770 2.571 (2.350) 1.707 1.110 43 112 724 (118) (5.141) 3.326 2 27.134 21.850 43 112 27.091 21.738 En los Estados Unidos de América - - 411 2.315 - - - - - - - - 411 2.315 - - 411 2.315 En otros países - - (842) (146) - - - 29 759 512 - - (83) 395 - 29 (83) 366
Total ganancia (pérdida) operativadel segmento de negocio 27.230 19.770 2.140 (181) 1.707 1.110 43 141 1.483 394 (5.141) 3.326 27.462 24.560 43 141 27.419 24.419
(Ingresos) gastos financieros:Ingresos financieros 1.580 566 - - 1.580 566 Gastos financieros (1.780) (1.067) - - (1.780) (1.067)
Otros egresos (ingresos):Ganancia en venta de grupo de activos y
pasivos mantenidos para la venta 998 - - - 998 - Ganancia en venta de inversión en afiliadas - 641 - - - 641
Aportes y contribuciones para el desarrollo social (14.733) (14.102) - - (14.733) (14.102)
13.527 10.598 43 141 13.484 10.457 Participación patrimonial en resultados
netos de afiliadas y entidades controladasde forma conjunta 153 732 - - 153 732
Impuesto sobre la renta (4.267) (5.057) 14 (40) (4.281) (5.017) Ganancia neta 9.413 6.273 57 101 9.356 6.172
Gastos sin salida de efectivo de segmentosdistintos de depreciación y amortización 1.390 1.379 1.974 1.240 297 191 - - 583 152 - - 4.244 2.962 - - 4.244 2.962
Ingresos, neto sin salida de efectivo no distribuidos (1.944) (3.124) - - (1.944) (3.124)
Total egresos (ingresos) sin salida de efectivo 2.300 (162) - - 2.300 (162)
(1) Representa las eliminaciones de ventas entre segmentos.(2) Representa las eliminaciones de compras y costos entre segmentos.(3) Véase la nota 10.
36 (Continúa)
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37 (Continúa)
Bolívares Fuertes -
Refinación, Exploración y comercio y
producción suministro Gas Otros Total2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007
Al 31 de diciembre -
Activos corrientes no distribuidos 86.911 83.606 Activos de segmentos:
Propiedades, plantas y equipos, neto:En Venezuela 105.840 72.031 17.349 14.349 18.959 15.001 3.730 784 145.878 102.165 En los Estados Unidos de América - - 10.116 9.843 - - - - 10.116 9.843 En otros países - - 978 714 - - - - 978 714
Total propiedades, plantas yequipos, neto 105.840 72.031 28.443 24.906 18.959 15.001 3.730 784 156.972 112.722
Activos no corrientes no distribuidos 39.556 33.491
Total activo 283.439 229.819
Pasivos de segmentos:En Venezuela 29.655 34.594 25.929 3.832 5.143 3.935 10.418 7.243 71.145 49.604 En los Estados Unidos de América - - 5.613 6.837 - - - - 5.613 6.837 En otros países - - 6.197 1.587 - - 2.015 1.794 8.212 3.381
Total pasivos de segmentos 29.655 34.594 37.739 12.256 5.143 3.935 12.433 9.037 84.970 59.822
Pasivos no distribuidos 44.718 49.467
Total pasivo 129.688 109.289
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31 de diciembre de 2008 y 2007
Refinación, Exploración y comercio y Operaciones Operaciones Operaciones
producción suministro Gas descontinuadas (3) Otros Eliminaciones Total descontinuadas (3) continuas2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007
Por los años terminados el 31 de diciembre -Desembolsos netos para inversiones
En Venezuela 27.597 17.069 1.582 3.432 5.408 6.697 - - 3.018 (650) - - 37.605 26.548 - - 37.605 26.548 En los Estados Unidos de América - - 1.597 796 - - - - - - - - 1.597 796 - - 1.597 796 En otros países - - 361 122 - - - - 24 107 - - 385 229 - - 385 229
Total desembolsos netos para inversiones 27.597 17.069 3.540 4.350 5.408 6.697 - - 3.042 (543) - - 39.587 27.573 - - 39.587 27.573
Depreciación y amortización 7.681 5.259 2.913 2.765 559 471 187 314 69 128 - - 11.409 8.937 187 314 11.222 8.623
Costos de obligaciones por retiro de activos 135 115 4 - 9 (2) - - - - - - 148 113 - - 148 113
Deterioro del valor de los activos (507) 22 1.302 - - - - - - - - - 795 22 - - 795 22
Ventas de petróleo crudo y sus productos:Ventas a clientes externos
En Venezuela 101.059 66.831 37.363 24.265 6.239 6.244 2.045 1.847 3.317 1.025 - - 150.023 100.212 2.045 1.847 147.978 98.365 En los Estados Unidos de América - - 88.750 81.543 - - - - - - - - 88.750 81.543 - - 88.750 81.543 En otros países - - 34.955 26.970 - - - 37 - 43 - - 34.955 27.050 - 37 34.955 27.013
Total ventas a clientes externos 101.059 66.831 161.068 132.778 6.239 6.244 2.045 1.884 3.317 1.068 - - 273.728 208.805 2.045 1.884 271.683 206.921
Ventas entre segmentos:En Venezuela 105.649 73.074 22.741 16.359 5.218 3.930 - - - 26 (133.608) (93.389) 1 - - - - - - En los Estados Unidos de América - - - 187 - - - - - - - (187) 1 - - - - - - En otros países - - 19.427 11.416 - - - - - - (19.427) (11.416) 1 - - - - - -
Total ventas entre segmentos 105.649 73.074 42.168 27.962 5.218 3.930 - - - 26 (153.035) (104.992) - - - - - - Total ventas 206.708 139.905 203.236 160.740 11.457 10.174 2.045 1.884 3.317 1.094 (153.035) (104.992) 273.728 208.805 2.045 1.884 271.683 206.921
Ganancia (pérdida) operativa de segmentos:En Venezuela 58.546 42.506 5.528 (5.053) 3.670 2.386 92 241 1.557 (246) (11.054) 7.150 2 58.339 46.984 92 241 58.247 46.743 En los Estados Unidos de América - - 884 4.977 - - - - - - - - 884 4.977 - - 884 4.977 En otros países - - (1.810) (314) - - - 63 1.632 1.100 - - (178) 849 - 63 (178) 786
Total ganancia (pérdida) operativadel segmento de negocio 58.546 42.506 4.602 (390) 3.670 2.386 92 304 3.189 854 (11.054) 7.150 59.045 52.810 92 304 58.953 52.506
(Ingresos) gastos financierosIngresos financieros 3.397 1.217 - - 3.397 1.217 Gastos financieros (3.827) (2.294) - - (3.827) (2.294)
Otros egresos (ingresos):Ganancia en venta de grupo de activos y pasivo - -
mantenidos para la venta 2.146 - - - 2.146 - Ganancia en venta de inversión en afiliad - 1.378 - - - 1.378
Aportes y contribuciones para el desarrollo socia (31.677) (30.319) - - (31.677) (30.319)
29.084 22.792 92 304 28.992 22.488 Participación patrimonial en resultados
netos de afiliadas y entidades controladade forma conjunta 329 1.576 - - 329 1.576
Impuesto sobre la renta (9.173) (10.872) 31 (87) (9.204) (10.785)Ganancia neta 20.240 13.496 123 217 20.117 13.279
Gastos sin salida de efectivo de segmentosdistintos de depreciación y amortización 2.990 2.964 4.244 2.666 639 410 - - 1.253 326 - - 9.126 6.366 - - 9.126 6.366
Total egresos (ingresos) sin salida distribuidos (4.182) (6.692) - - (4.182) (6.692)
Total ingresos sin salida de efectivo 4.944 (326) - - 4.944 (326)
(1) Representa las eliminaciones de ventas entre segmentos.(2) Representa las eliminaciones de compras y costos entre segmentos.(3) Véase la nota 10.
38 (Continúa)
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39 (Continúa)
La información financiera relativa de los segmentos geográficos de la Compañía se indica en la siguiente tabla (en millones):
Estados EstadosUnidos Otros Unidos Otros
Venezuela de América países Total Venezuela de América países TotalDólares Bolívares Fuertes
Año terminado el 31 de diciembre del 2008 -
Ventas netas (1) 68.827 41.279 16.258 126.364 147.978 88.750 34.955 271.683 Activos de larga vida (2) 67.850 4.705 455 73.010 145.878 10.116 978 156.972
Año terminado el 31 de diciembre del 2007 -
Ventas netas (1) 45.751 37.927 12.564 96.242 98.365 81.543 27.013 206.921 Activos de larga vida (2) 47.526 4.578 332 52.436 102.165 9.843 714 112.722
(1) Basado en el país en donde se originó la venta.
(2) Basado en la localización del activo.
(9) Asociaciones con Terceros
PDVSA ha suscrito asociaciones con terceros y acuerdos de cooperación energética con otros países. A continuación, se indican los más importantes:
(a) Asociaciones para el Desarrollo de Reservas de Petróleo Crudo Extrapesado de la Faja Petrolífera del Orinoco, y Convenios de Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas
Entre los años 1993 y 1999, el Congreso Nacional (ahora Asamblea Nacional) aprobó varios convenios de asociación para la explotación, mejoramiento y comercialización de crudos extrapesados de la Faja Petrolífera del Orinoco. El objetivo de estas asociaciones era ejecutar las actividades verticalmente integradas necesarias para la explotación, desarrollo, producción, mezcla y transporte de crudo extrapesado, proveniente de las áreas de Junín (antes Zuata), Carabobo (antes Cerro Negro), Boyacá (antes Sincor) y Ayacucho (antes Hamaca) de la Faja Petrolífera del Orinoco y, luego de su proceso por las plantas de mejoramiento, obtener crudos mejorados que se comercializan en el mercado internacional.
Los desembolsos requeridos por estas asociaciones, para el desarrollo y conclusión de los proyectos, fueron cubiertos mediante el aporte de capital de PDVSA, de los otros inversionistas o socios, de fondos obtenidos vía financiamiento y de ingresos provenientes de la producción durante el período de desarrollo.
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40 (Continúa)
En el marco de la política de “Plena Soberanía Petrolera”, el 26 de febrero de 2007 el Gobierno de la República Bolivariana de Venezuela dictó el Decreto Nº 5.200, con Rango, Valor y Fuerza de Ley de Migración a Empresas Mixtas de los Convenios de Asociación de la Faja Petrolífera del Orinoco; así como también, de los Convenios de Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas, de acuerdo con el cual las asociaciones denominadas Petrolera Zuata, Petrozuata S.A. (Petrozuata), Sincrudos de Oriente, S.A. (Sincor), Petrolera Cerro Negro, S.A. (Cerro Negro) y Petrolera Hamaca, C.A. (Hamaca) se transforman en empresas mixtas, en las cuales la filial CVP, o alguna otra filial de PDVSA que se designe, mantendrá no menos de 60% de participación accionaria, en concordancia con lo establecido en la Ley Orgánica de Hidrocarburos.
El 26 de junio de 2007, PDVSA firmó los memorandos de entendimiento con las empresas transnacionales, socias de los referidos convenios, excepto con ConocoPhillips en Petrozuata y Hamaca, y ExxonMobil en Cerro Negro, con los cuales no se alcanzaron acuerdos, por lo que PDVSA asumió las actividades de estos convenios. Estos memorandos de entendimiento definieron la participación accionaria en las empresas mixtas las cuales se constituyeron y fueron sometidas ante la Asamblea Nacional, como lo establece la Ley Orgánica de Hidrocarburos.
En Gaceta Oficial Nº 38.785, del 8 de octubre de 2007, se publicó la Ley sobre los Efectos del Proceso de Migración a Empresas Mixtas de los Convenios de Asociación de la Faja Petrolífera del Orinoco; y de los Convenios de Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas, la cual estableció la extinción del tiempo para que la parte privada alcance acuerdos de constitución de empresas mixtas, y en los casos en que no hubo acuerdo, PDVSA o una de sus filiales asumirá las actividades de operación. En tal sentido, en el año 2007, PDVSA recibió del Ejecutivo Nacional los activos netos de los socios que decidieron no migrar a empresas mixtas, reconociendo en esta transacción un pasivo neto con la República Bolivariana de Venezuela por $1.706 millones (Bs.F.3.657 millones). Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, el detalle del saldo de este pasivo, es el siguiente (en millones):
Petrozuata Cerro Negro Hamaca Total
Dólares -
Cuentas por pagar a entidades relacionadas (véase la nota 25) - valor neto de los activos recibidos, menos el pago efectuado porPDVSA a distintos acreedores, por obligaciones financieras paraliberar restricciones de los contratos de préstamos 795 28 883 1.706
Bolívares Fuertes -Cuentas por pagar a entidades relacionadas (véase la nota 25) -
valor neto de los activos recibidos, menos el pago efectuado porPDVSA a distintos acreedores, por obligaciones financieras paraliberar restricciones de los contratos de préstamos 1.706 58 1.893 3.657
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41 (Continúa)
En Gaceta Oficial Nº 38.801, del 1° de noviembre de 2007, se publicó la aprobación de la Asamblea Nacional para la creación de las empresas mixtas y, durante el primer trimestre del año 2008, fueron publicados en las Gacetas Oficiales de la República Bolivariana de Venezuela N° 38.846, N° 38.847 y N° 38.884, los decretos de transferencia con lo cual se completó el proceso de constitución de las siguientes empresas mixtas:
Participación de PDVSA
Empresa mixta (%) Área o convenio Socios
Petromonagas, S.A. 83,33 Cerro Negro Veba Oil & Gas Cerro Negro GmbH (filial de British Petroleum plc.) (16,67%)
Petrocedeño, S.A. 60,00 Sincor Total Venezuela, S.A. (30,32%) y Statoil Sincor Netherlands B.V. (9,68%)
Petropiar, S.A. 70,00 Hamaca Chevron Orinoco Holdings B.V. (30%)
Desde la fecha en que PDVSA asumió las operaciones de los convenios de asociación y hasta la publicación de los referidos decretos de transferencia, los convenios de asociación continuaron con sus actividades de manera similar conjuntamente con los socios que decidieron migrar a empresas mixtas. A continuación, se presentan algunos detalles relacionados con los convenios de asociación antes de la transferencia de activos y operaciones a las nuevas empresas mixtas:
Convenio Participación de asociación de PDVSA (%) Socios
Petrozuata 100,00 -Cerro Negro 83,33 Veba Oil & Gas Cerro Negro, GmbHSincor 38,00 Total Fina - StatoilHamaca 70,00 ChevronTexaco
Estos convenios de asociación migraron a empresas mixtas durante el primer trimestre del año 2008. La filial Petrozuata es poseída en 100% por PDVSA Petróleo desde octubre de 2007.
En el período de tres meses terminado el 31 de diciembre de 2007, Petrozuata aportó utilidades por $289 millones (Bs.F.621 millones). Si la consolidación hubiera ocurrido desde el 1° de enero de 2007, la gerencia estima que los ingresos consolidados y la ganancia neta consolidada del año 2007, hubiesen ascendido a $97.461 millones (Bs.F.209.542 millones) y $6.396 millones (Bs.F.13.760 millones), respectivamente (véase la nota 3-a).
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42 (Continúa)
Un resumen de los estados financieros combinados de los convenios de asociación Cerro Negro, Sincor y Hamaca, es el siguiente (en millones):
31 de diciembre de 2008 31 de diciembre de 2007Bolívares Bolívares
Dólares Fuertes Dólares Fuertes
Situación financiera:Activo no corriente - - 10.199 21.928 Activo corriente 329 707 3.304 7.103 Pasivo no corriente - - (1.876) (4.033) Pasivo corriente (170) (366) (1.465) (3.150)
Patrimonio neto 159 341 10.162 21.848
Período de tres meses Año terminado terminado el 31 de el 31 de diciembre
marzo de 2008 de 2007Bolívares Bolívares
Dólares Fuertes Dólares Fuertes
Resultado de operaciones:Ventas 783 168 7.396 15.901 Costos y gastos (409) (879) (4.117) (8.852) Ganancia operativa 373 802 3.279 7.050 Ganancia neta 297 639 3.279 7.050
Producto del proceso de Migración a Empresas Mixtas de los Convenios de Asociación de la Faja Petrolífera del Orinoco y de los Convenios de Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas, ExxonMobil promovió arbitrajes y medidas cautelares en contra de PDVSA (véase la nota 29).
Convenio de Finiquito con Total Venezuela, S.A. y Statoil Sincor AS por el Proyecto Sincor
En enero de 2008, se suscribió un convenio con Total Venezuela, S.A. y Statoil Sincor AS, en el cual se estableció que PDVSA pagaría a estas entidades $1.100 millones (Bs.F.2.365 millones) por concepto de adquisición del 22% de los activos netos aportados para la constitución de la empresa mixta Petrocedeño, S.A., con la finalidad de que PDVSA mantenga 60% de participación en esta entidad. De este monto se descontó $130 millones (Bs.F.280 millones) correspondiente a deuda de Total Venezuela, S.A. y Statoil Sincor AS con la República Bolivariana de Venezuela (véase la nota 25).
En este sentido, PDVSA pagaría a estas entidades el monto restante de $970 millones (Bs.F.2.086 millones), mediante un pago a Total por $735 millones (Bs.F.1.580 millones) mediante la entrega de petróleo crudo y a Statoil Sincor AS por $235 millones (Bs.F.505 millones) en efectivo. Durante el año 2008, se realizaron estos pagos según lo establecido en dicho convenio.
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43 (Continúa)
Los activos netos incorporados como resultado de este acuerdo, tuvieron los siguientes efectos sobre los estados financieros de PDVSA (en millones):
Valores reconocidosa la fecha de adquisición
BolívaresDólares Fuertes
Propiedades, plantas y equipos, neto (véase la nota 15) 1.421 3.055 Inventarios 41 88 Cuentas por cobrar y otras 80 172 Deuda financiera (99) (213) Cuentas por pagar y otros pasivos (343) (737) Activos netos incorporados 1.100 2.365
Convenios de Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas
En enero de 1996, la filial CVP fue designada para que, mediante convenios de asociación a riesgo y ganancias compartidas (convenios de asociación) con empresas inversionistas privadas, coordinara, controlara y supervisara las actividades relacionadas con la exploración y explotación de yacimientos de hidrocarburos en áreas nuevas.
De acuerdo con lo establecido en estos convenios de asociación, CVP y los otros inversionistas constituyeron empresas mixtas para cada área bajo la forma de sociedades anónimas, cuyo capital social estaba representado por 35% en acciones Clase “A”, poseídas por CVP, y 65% por acciones Clase “B”, poseídas por los otros inversionistas. Al 31 de diciembre de 2006, CVP poseía inversiones en acciones que representaban su participación de 35% en las empresas mixtas a esa fecha, constituidas para cada área, como se indica a continuación:
Empresa mixta Área Socios de CVP
Administradora del Golfo de Paria Este, S.A. Golfo de Paria Este Ineparia, Inc. - Conoco Venezuela, C. A. - ENI Venezuela B.V. (ENI) - OPIC Karimun Corporation (OPIC)
Compañía Agua Plana, S.A. Golfo de Paria Oeste Conoco Venezuela, C. A. - ENI - OPIC
Administradora Petrolera La Ceiba, C.A. La Ceiba Mobil Venezolana de Petróleo, Inc - Petro-Canada
Durante el año 2007, producto de la Ley de Migración a Empresas Mixtas de los Convenios de Asociación de la Faja Petrolífera del Orinoco, así como de los Convenios de Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas, los socios del convenio de asociación del área Golfo de Paria Este, firmaron el acuerdo de migración a la empresa mixta denominada Petrolera Paria, S.A. Este convenio de asociación, continuó sus actividades de manera similar hasta la publicación del decreto de transferencia.
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44 (Continúa)
Con respecto al convenio de asociación del área Golfo de Paria Oeste, durante el año 2007, los socios Conoco Venezuela, C.A. y OPIC, se retiraron de la operación, debido a que no firmaron el Memorando de Entendimiento para la Migración a Empresa Mixta, por lo que, de acuerdo con la regulación del proceso de migración, el plan de desarrollo del proyecto continuó con los socios CVP y ENI, hasta la publicación del decreto de transferencia de estas operaciones a la empresa mixta.
En relación con el convenio de asociación del área La Ceiba, durante el año 2007, los socios Mobil Venezolana de Petróleo, Inc. (filial de ExxonMobil) y Petro-Canadá no firmaron el memorando de entendimiento para la migración a empresa mixta, por lo tanto, las actividades en esta área fueron asumidas por PDVSA. En agosto de 2007, CVP pagó a Petro-Canadá $75 millones (Bs.F.161 millones) por concepto de finiquito del convenio de asociación del área La Ceiba; ExxonMobil promovió arbitrajes y medidas cautelares en contra de PDVSA, relacionadas con este proceso (véase la nota 29).
En Gaceta Oficial Nº 38.801, del 1° de noviembre de 2007, se publicó la aprobación de la Asamblea Nacional para la creación de las siguientes empresas mixtas y, durante el año 2008, fueron publicados en Gacetas Oficiales N° 38.851, y N° 38.884 de la República Bolivariana de Venezuela los decretos de transferencia, con lo cual se completó el proceso de constitución de las siguientes empresas mixtas:
Participaciónde PDVSA
Empresa mixta (%) Área Socios
Petrolera Paria, S.A. 60,00 Golfo de Paria Este Sinopec International Petroleum Explorationand Production Corporation (32%) e INE Oil & Gas Inc. (8%)
Petrosucre, S.A. 74,00 Golfo de Paria Oeste ENI (26%)Petrolera Güiria, S.A. 64,25 Golfo de Paria Central ENI (19,50%) e INE Oil & Gas Inc. (16,25%)
Otras Empresas Mixtas Constituidas
Durante los años 2008 y 2007, fueron publicados en Gacetas Oficiales N° 38.917, N° 38.840 y N° 38.807, de la República Bolivariana de Venezuela los decretos de transferencia, con lo cual se completó el proceso de constitución de las siguientes empresas mixtas:
Participaciónde PDVSA
Empresa mixta (%) Área Socios
Petrolera IndoVenezolana, S.A. 60,00 San Cristóbal ONGC Nile Ganga B.V. (40%)Petrolera BieloVenezolana, S.A. 60,00 Guara Este Bloque X Estatal Unitaria “Unión de Empresas
Lago Productoras Belorusneft” (40%)Petrozumano, S.A. 60,00 Zumano CNPC Venezuela B. V. (40%)
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45 (Continúa)
Adicionalmente, fue constituida la empresa mixta Veneziran Oil Company, S.A. para prestar servicio de ingeniería, construcción, reconstrucción, reparación o cualquier actividad vinculada con plataformas y estructuras costa afuera, destinadas al desarrollo de proyectos vinculados con costa afuera, constituida por CVP e Iran Marine Industrial Company (SADRA), con una participación accionaria de 61% y 39%, respectivamente.
Acuerdos en Materia de Orimulsión®
En abril de 2001, se firmó un acuerdo de cooperación en materia de Orimulsión® entre Bitúmenes Orinoco, S.A. (BITOR) y China National Oil and Gas Exploration and Development Corporation (CNODC), filial de China National Petroleum Corporation (CNPC), el cual tenía como objetivo realizar una serie de pre-inversiones necesarias para determinar de manera definitiva la viabilidad del proyecto. El 13 de diciembre de 2001, la Asamblea Nacional de la República Bolivariana de Venezuela autorizó a BITOR para constituir con CNODC una entidad denominada Orifuels Sinoven, S.A. (SINOVENSA).
Dentro del marco de la política de “Plena Soberanía Petrolera” y con la finalidad de optimizar el valor del recurso natural y de utilizar el crudo extrapesado para mezclas, durante el primer trimestre del año 2006 la Compañía cesó la producción de Orimulsión® en su módulo ubicado en Morichal (estado Monagas), e inició un proceso de negociación de los acuerdos de suministro de Orimulsión® existentes. Como parte de la negociación, algunos clientes han acordado recibir fuel oil en lugar de Orimulsión® y otros han acordado la terminación de sus contratos de suministro.
En fecha 22 de septiembre de 2006, el MENPET determinó que la producción de Orimulsión® no constituye un uso adecuado de las reservas de petróleo crudo extrapesado, por tal motivo anunció la cesación definitiva de esta producción al 31 de diciembre de 2006.
Durante el año 2007, entre BITOR, CNPC Exploration and Development Company Limited, Petrochina Fuel Oil Company Limited (PETROCHINA) y SINOVENSA, acordaron: (a) formar una nueva empresa mixta denominada Petrolera Sinovensa, S.A., que se dedicará a la producción de petróleo crudo pesado y/o extrapesado, en la cual BITOR (o una de sus afiliadas ó CVP), participaría accionariamente en 60%, (b) transferir todos los activos que eran propiedad de Sinovensa (salvo cuentas por cobrar, efectivo, y equivalentes de efectivo y créditos fiscales) a la nueva empresa mixta Petrolera Sinovensa, S.A., (c) para finiquitar los reclamos derivados de la terminación del Contrato de Suministro de Orimulsión®, una vez se constituya la nueva empresa mixta y se le otorgue el derecho a ejercer actividades primarias, BITOR pagaría a PETROCHINA, la suma de $300 millones (Bs.F.645 millones), más intereses sobre el saldo no pagado, considerando como fecha de referencia el 1º de mayo de 2007, a la tasa LIBOR más un punto porcentual (LIBOR + 1%), y (d) si a finales de enero de 2008, la nueva empresa mixta, no ha iniciado sus operaciones o no se le ha permitido operar, cualquiera de las partes podrá, a su elección, optar por terminar el acuerdo.
Con fecha 1° de febrero de 2008, se publicó el decreto de transferencia en la Gaceta Oficial N° 38.863, con lo cual se completó el proceso de constitución de Petrolera Sinovensa, S.A., para efectuar actividades de exploración y producción en el área de Carabobo (ubicada en la Faja Petrolífera del Orinoco en el estado Monagas), conformada por CVP y CNPC Venezuela B.V., con una participación accionaria de 60% y 40%, respectivamente.
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46 (Continúa)
Posterior al 1° de febrero de 2008 y según los términos del acuerdo antes mencionado, BITOR reconoció $300 millones (Bs.F.645 millones) por la terminación del Contrato de Suministro de Orimulsión®, los cuales fueron pagados totalmente durante el año 2008 mediante descuentos sobre los montos que PDVSA Petróleo le facturó a PETROCHINA por concepto de ventas de hidrocarburos, quedando pendiente al 31 de diciembre de 2008, los intereses generados por $22 millones (Bs.F.47 millones) incluidos en las acumulaciones y otros pasivos.
Aporte Adicional del Accionista
El aporte de los activos netos para la constitución de las empresas mixtas Petromonagas, S.A., Petropiar, S.A., Petrocedeño, S.A., Petrosucre, S.A., Petrolera Sinovensa, S.A., Petrozumano, S.A., Petrolera IndoVenezolana, S.A., Petrolera Paria, S.A., Petrolera Güiria, S.A. y Petrolera BieloVenezolana, S.A., tuvo los siguientes efectos sobre los estados financieros consolidados de PDVSA a la fecha de la transferencia (en millones):
Valores reconocidosa la fecha de transferencia
BolívaresDólares Fuertes
Propiedades, plantas y equipos, neto (véase la nota 15) 14.367 30.889 Inventarios 313 673 Cuentas por cobrar y otros 489 1.051 Deuda financiera (véase la nota 23) (450) (968) Cuentas por pagar y otros pasivos (1.597) (3.433)
Activos netos incorporados 13.122 28.212 Valores en libros de activos netos transferidos por PDVSA (6.761) (14.537)
Aporte adicional del Accionista (véase la nota 22) 6.361 13.675
El valor según libros de las propiedades, plantas y equipo, neto trasferidos para la constitución de las empresas mixtas antes indicadas es de $6.935 millones (Bs.F.14.909 millones).
(b) Migración de Convenios Operativos a Empresas Mixtas
Migración a Empresas Mixtas
El 31 de marzo de 2006, la Asamblea Nacional aprobó los “Términos y Condiciones para la Creación de las Empresas Mixtas”; así como también, el modelo de “Contrato para la Conversión a Empresa Mixta” a suscribirse con las entidades privadas que lo decidieran. En esa misma fecha, se firmaron los respectivos “Memorandos de Entendimientos” para la migración de los convenios operativos a empresas mixtas, excepto las operadoras de dos de los convenios operativos que, voluntariamente, se abstuvieron de suscribir estos memorandos.
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47 (Continúa)
El mencionado “Contrato para la Conversión a Empresa Mixta”, plantea la extinción automática de los convenios operativos a partir del 31 de marzo de 2006, sin que las empresas operadoras tuvieran derecho a recibir compensación alguna derivada de los mismos, salvo los pagos correspondientes al primer trimestre de 2006, ni tampoco efectuar reclamación alguna como consecuencia de la referida extinción. Adicionalmente, se acordó que los activos operados a esa fecha por estos convenios operativos fueran puestos de inmediato a disposición de las empresas mixtas para el desarrollo de sus actividades, transfiriéndose posteriormente la propiedad de los mismos.
En junio de 2007, la Asamblea Nacional de la República Bolivariana de Venezuela aprobó la constitución de las empresas mixtas Petrodelta, S.A. y Lagopetrol, S.A. con participación de CVP de 60% y 69%, respectivamente. En Gaceta Oficial Nº 38.796, de fecha 25 de octubre de 2007 se publicó la autorización para que estas empresas mixtas desarrollaran las actividades primarias relacionadas con hidrocarburos.
Acuerdos de Finiquito
En febrero de 2008, PDVSA suscribió un acuerdo de finiquito con la compañía italiana ENI Dación B.V., a través del cual adquirió el control total del campo Dación, ubicado en el estado Anzoátegui. El monto de la compensación reconocida a ENI Dación B.V. fue de $730 millones (Bs.F.1.570 millones), los cuales se incluyen en el estado consolidado de resultados, en el rubro de otros egresos (ingresos), neto, con crédito a acumulaciones y otros pasivos (véanse las notas 12 y 25). El pago de este monto se hará en siete años, generará intereses a una tasa LIBOR más un punto porcentual (LIBOR+1%), y tendrá como soporte el flujo de caja de Petrosucre, S.A., empresa mixta donde ENI participa como socio minoritario.
El 5 de marzo de 2007, PDVSA suscribió un acuerdo de pago con las empresas Total Oil and Gas y British Petroleum plc, con el objetivo de finiquitar toda participación, derechos, acciones o reclamos en relación con el extinto convenio operativo, correspondiente al Campo Jusepín en el estado Monagas, por la cantidad de $250 millones (Bs.F.537 millones). Al 31 de diciembre de 2007, se había pagado la totalidad de esta deuda.
(c) Proyecto de Desarrollo de Gas Costa Afuera - Plataforma Deltana
Para propósitos del proceso de otorgamiento de derechos relacionados con la exploración y desarrollo de la Plataforma Deltana, el área fue dividida en 5 bloques, mayormente considerados prospectos de gas no asociado. La primera fase de exploración fue completada por PDVSA, en julio de 2003.
Las licencias para exploración y desarrollo de los bloques 2 y 4 fueron otorgadas por el MENPET, en febrero de 2003, a ChevronTexaco Corporation y ConocoPhillips el bloque 2; y a Statoil AS el bloque 4. Esas compañías están comprometidas a llevar a cabo un programa exploratorio mínimo con una inversión estimada de $150 millones (Bs.F.323 millones) y las inversiones subsecuentes para su desarrollo, de confirmarse su viabilidad comercial. La participación de PDVSA se determinará cuando se declare la viabilidad comercial de cada bloque.
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48 (Continúa)
Durante el segundo semestre del año 2003, se ofertaron los bloques 3 y 5 redimensionados. El bloque 3 fue ganado por ChevronTexaco Corporation, y asignado oficialmente por el MENPET en febrero de 2004. El bloque 5 no recibió ofertas.
Durante el año 2008, ChevronTexaco Corporation solicitó al MENPET la declaración de comercialidad con base en las reservas probadas correspondientes a los bloques 2 y 3; y se estima el inicio de la producción comercial para el año 2014.
En el segundo semestre del año 2008, se negoció el paquete de datos del bloque 1, con The Petroleum Oil and Gas Corporation of SA (Pty) Limited, trading (PetroSA). Actualmente esta compañía se encuentra en análisis para la determinación de una propuesta de negocio.
La actividad de PDVSA en este proyecto ha seguido concentrada en el seguimiento a la gestión de los licenciatarios de los bloques 2, 3 y 4 durante la fase de exploración, como apoyo técnico al MENPET; el análisis de las posibles oportunidades de negocios y desarrollo para los bloques 1 y 5; los estudios requeridos para completar la ingeniería conceptual del proyecto integral, incluyendo los sistemas de transporte hasta el Complejo Industrial Gran Mariscal de Ayacucho (CIGMA) y la planta de licuefacción de gas (GNL); así como también, los estudios de impacto ambiental y socio-económico, línea base ambiental y programas de desarrollo sustentable para las comunidades del Delta del Orinoco (véase la nota 15-b).
(d) Proyecto de Desarrollo de Gas Costa Afuera - Rafael Urdaneta
El proyecto contempla el desarrollo de las reservas de gas no asociado ubicadas en el Golfo de Venezuela, principalmente en los campos Róbalo, Merluza, Liza y Sierra, con el fin de producir unos 1.000 millones de pies cúbicos diarios (MMPCD), que serán destinados al mercado interno y el excedente para oportunidades de negocio internacional. El propósito del proyecto está orientado hacia la ejecución de actividades de exploración; desarrollo de la infraestructura para la producción de gas Costa Afuera, instalación de tuberías necesarias para el transporte del gas y los condensados, construcción de una planta de licuación de gas y, las facilidades de embarque necesarias para manejar buques modernos de LGN.
El área destinada a exploración, fue dividida en 29 bloques, de los cuales se otorgaron licencias exploratorias a ChevronTexaco Corporation para el bloque Cardón III; Repsol YPF y ENI para el bloque Cardón IV; Gazprom en los bloques Urumaco I y II; Petrobras y Teikoku en el bloque Moruy, y Petropars en el bloque Cardón II.
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(e) Convenios Energéticos con Países de Latinoamérica y del Caribe
El Gobierno de la República Bolivariana de Venezuela suscribió con gobiernos de otros países, principalmente latinoamericanos y del Caribe, el Acuerdo de Cooperación Energética de Caracas (ACEC), el Convenio Integral de Cooperación (CIC) y el Convenio de Cooperación Energética PETROCARIBE (PETROCARIBE). Estos acuerdos establecen, entre otros aspectos, que PDVSA suministrará petróleo crudo y sus productos a las empresas petroleras estatales de los países suscritos. A continuación, un resumen de estos acuerdos:
Año deAcuerdo País Compañía MBD suscripción
CIC Cuba CUPET 92 2000ACEC / PETROCARIBE República Dominicana Refinería Dominicana, S.A.
(REFIDOMSA) 50 2004CIC Argentina CAMMESA 25 2004ACEC Paraguay Petróleos de Paraguay (PETROPAR) 25 2004ACEC Bolivia Yacimientos Petrolíferos Fiscales
de Bolivia (YPFB) 8 2004ACEC / PETROCARIBE Jamaica Petroleum Corporation
of Jamaica (PETROJAM) 24 2005ACEC Uruguay ANCAP 44 2005PETROCARIBE Surinam Staatsolie Maatschappij Suriname N.V. 10 2005ACEC Ecuador Petróleos del Ecuador (PETROECUADOR) 100 2006PETROCARIBE Nicaragua Petróleos de Nicaragua (PETRONIC) 27 2007PETROCARIBE Otros países del Caribe Varias 29 -Acuerdo de San José Varios países del Caribe y Centroamérica Varias 80 1980
La mayoría de estos acuerdos de suministro establecen, entre otras condiciones, un precio de venta equivalente al valor de mercado, términos de pago entre 30 y 90 días para una porción significativa de cada embarque, y una porción remanente a largo plazo, entre 15 y 25 años (véase la nota 17). Los acuerdos serán efectivos por un año y pueden renovarse por acuerdo mutuo entre las partes involucradas.
En fecha 16 de agosto de 2008, se realizó una enmienda al ACEC firmado el 18 de noviembre de 2004 entre el Gobierno de la República Bolivariana de Venezuela y el Gobierno de la República del Paraguay, donde se acordó que la República Bolivariana de Venezuela suministre petróleo crudo, productos refinados y GLP a la República del Paraguay por la cantidad de hasta 25 MBD o sus equivalentes energéticos. Hasta el 31 de diciembre de 2007, el acuerdo establecía el suministro de petróleo crudo y sus productos por 19 MBD.
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(10) Activos Mantenidos para la Venta y Operaciones Descontinuadas
Durante el año 2008, la filial CITGO Petroleum Corporation (CITGO) inició las actividades necesarias para la venta de propiedades, plantas y equipos e inventarios de una planta de lubricantes y cera, ubicada en la refinería de Lake Charles - Louisiana, Estados Unidos de América y de un terminal. Se espera que estas ventas se realicen antes del primer semestre de 2009.
De acuerdo con lineamientos y objetivos estratégicos del Ejecutivo Nacional, durante el año 2007 la Asamblea de Accionista de PDVSA autorizó la compra de acciones de varias entidades que operan en el sector eléctrico del país, las cuales serán transferidas en el corto plazo a la Corporación Electrica Nacional, S.A. (CORPOELEC), de conformidad con el Decreto con Rango, Valor y Fuerza de Ley Orgánica de Reorganización del Sector Eléctrico, publicada en la Gaceta Oficial Nº 38.736 del 31 de julio de 2007 (véase la nota 33-f). De acuerdo con instrucciones emitidas por el MENPET, las acciones de estas entidades del sector eléctrico serán transferidas a su valor en libros al momento de la transacción. Actualmente, PDVSA y el MENPET están completando una serie de formalidades legales para la transferencia de las entidades del sector eléctrico a CORPOELEC. La Compañía sigue comprometida con el plan de transferencia y estima que este proceso culminará durante el primer semestre de 2009.
A continuación se presenta un resumen de las operaciones de compra:
(a) C. A. La Electricidad de Caracas
El 15 de febrero de 2007, PDVSA suscribió un acuerdo con The AES Corporation (AES) y su filial AES Shannon Holding, B.V., para la compra de su participación en C.A. La Electricidad de Caracas (EDC), equivalente a 82,14% de las acciones. De acuerdo con la legislación venezolana, para adquirir las acciones restantes en circulación, PDVSA realizó una oferta pública.
Entre el 8 de abril y el 8 de mayo de 2007, PDVSA realizó oferta pública para adquirir hasta 17,86% de las acciones restantes en circulación de la EDC, por el equivalente en bolívares fuertes de $0,2734 por acción (calculado a la tasa de cambio oficial para la venta de dólares, vigente en la fecha de cierre). Esto incluyó, paralelamente, una oferta pública en Venezuela y una en los Estados Unidos de América, para la adquisición de todos y cada uno de los American Depositary Share (ADS’s) en circulación, cada uno representativo de 50 acciones de EDC, a un precio de $13,6675 por cada ADS.
Como resultado de la oferta pública, y del acuerdo con AES, PDVSA adquirió 93,61% del total de las acciones en circulación de EDC, por un total de $844 millones (Bs.F.1.822 millones).
(b) Sistema Eléctrico del Estado Nueva Esparta, C.A. (SENECA)
El 8 de febrero de 2007, PDVSA firmó un Memorándum de Entendimiento con CMS Energy Corporation, para comprar sus acciones en la empresa Sistema Eléctrico del estado Nueva Esparta, C.A. (SENECA), por $106 millones (Bs.F.227 millones), las cuales representan 88% del capital social de esa entidad. El 7 de marzo de 2007, la Asamblea de Accionista de PDVSA aprobó la compra en los términos acordados, la cual se completó el 30 de marzo de 2007.
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(c) Otras Empresas del Sector Eléctrico
El 6 de julio de 2007, PDVSA compró la totalidad de las acciones de la C.A. Electricidad de Valencia (ELEVAL) por $190 millones (Bs.F.409 millones) y, el 16 de noviembre de 2007, compró la totalidad de las acciones de la C.A. Luz y Fuerza Eléctrica de Puerto Cabello (CALIFE) por $55 millones (Bs.F.117 millones).
La adquisición de las acciones de estas entidades del sector eléctrico condujo a la toma de su control operacional y financiero, y tuvo los siguientes efectos sobre los estados financieros consolidados de PDVSA a la fecha de adquisición (en millones):
Valores reconocidosa la fecha de adquisición
BolívaresDólares Fuertes
Propiedades, plantas y equipos, neto 2.091 4.496 Cuentas por cobrar y otros 372 779 Efectivo y equivalentes de efectivo 108 232 Deuda financiera (313) (752) Cuentas por pagar y otros pasivos (397) (774)
Activos y pasivos identificados, netos 1.861 3.981 Exceso de activos netos adquiridos sobre el
costo de la inversión (véase la nota 12) (666) (1.407)
Pago en efectivo 1.195 2.574 Efectivo adquirido (108) (232)
Efectivo pagado, neto de efectivo adquirido 1.087 2.342
La Compañía determinó los valores en libros de los activos y pasivos de las entidades del sector eléctrico a la fecha de adquisición, y no identificó ajustes importantes por concepto de valor razonable en la determinación de los valores a ser reconocidos en dicha adquisición (véase la nota 6).
Durante el año 2008, la Compañía realizó la venta de los siguientes activos y pasivos que se encontraban clasificados como mantenidos para la venta al 31 de diciembre de 2007:
Propiedades, plantas y equipos e inventarios de dos refinerías de asfalto propiedad de CITGO Asphalt Refining Company (CARCO), filial de CITGO, ubicadas en Paulsboro - New Jersey y Savannah - Georgia, en los Estados Unidos de América. Por esta venta, CITGO recibió $802 millones (Bs.F.1.724 millones) en efectivo, y reconoció una ganancia por la venta de estos activos de $318 millones (Bs.F.684 millones), que se incluye en el estado consolidado de resultados, en el rubro ganancia en venta de grupo de activos mantenidos para la venta.
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52 (Continúa)
Propernijn, N.V. (filial de Propernyn, B.V.), ubicada en las Antillas Holandesas, y sus filiales Baproven Limited (BAPROVEN), Bahamas Oil Refining Company Internacional Limited (BORCO), Borco Towing Company Limited (BORTOW), Freeport Trading Co. Ltd. (FREETRADE) y Marine Agent & Brokers Ltd. (MARBROK), ubicadas en las Bahamas. Por esta venta, Propernyn, B.V. recibió $797 millones (Bs.F.1.714 millones) en efectivo, y reconoció una ganancia de $680 millones (Bs.F.1.462 millones), que se incluye en el estado consolidado de resultados, en el rubro ganancia en venta de grupo de activos y pasivos mantenidos para la venta.
Durante el año 2008, PDVSA vendió a su valor en libros, la totalidad de las acciones de la filial Productos Especiales, C.A. (Proesca) a la empresa relacionada Petroquímica de Venezuela, S.A. (PEQUIVEN), la cual es propiedad de la República Bolivariana de Venezuela. Al 31 de diciembre de 2008, los estados financieros consolidados incluyen $49 millones (Bs.F.105 millones) por cobrar a PEQUIVEN correspondiente a esta operación.
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Los activos no corrientes o grupo enajenable de activos y pasivos mantenidos para la venta al 31 de diciembre de 2008 y 2007 se presentan acontinuación (en millones):
Dólares -
Activos mantenidos para la venta -
Propiedades, Documentos y Efectivo y Plantas y Equipos, neto Inventarios Cuentas por Cobrar Equivalentes de Efectivo Otros Total
2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007Planta de lubricantes y cera - Refinería
Lake Charles y un terminal 91 - 6 - - - - - - - 97 - Entidades del sector eléctrico 2.520 2.053 100 93 486 194 401 172 237 251 3.744 2.763Buques Morichal y Paria - PDV Marina - 4 - - - - - - - - - 4 Paulsboro Refinery y New Jersey Refinery - 136 - 169 - - - - - - - 305 Propernijn, N.V. y sus filiales - 145 - - - 19 - - - 9 - 173
Total 2.611 2.338 106 262 486 213 401 172 237 260 3.841 3.245
Pasivos mantenidos para la venta -
Beneficios a Acumulaciones yDeuda Financiera (1) los Empleados Cuentas por Pagar Otros Pasivos Total2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007
Entidades del sector eléctrico 674 284 256 151 315 126 572 174 1.817 735 Propernijn, N.V. y sus filiales - - - - - 20 - 10 - 30
Total 674 284 256 151 315 146 572 184 1.817 765
(1) Véase la nota 23
53 (Continúa)
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Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2008 y 2007
Bolívares Fuertes -
Activos mantenidos para la venta -
Propiedades, Documentos y Efectivo y Plantas y Equipos, neto Inventarios Cuentas por Cobrar Equivalentes de Efectivo Otros Total
2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007
Planta de lubricantes y cera - RefineríaLake Charles y un terminal 196 - 13 - - - - - - - 209 -
Entidades del sector eléctrico 5.418 4.414 215 200 1.044 417 862 370 510 540 8.049 5.941Buques Morichal y Paria - PDV Marina - 9 - - - - - - - - - 9 Paulsboro Refinery y New Jersey Refinery - 292 - 363 - - - - - - - 655 Propernijn, N.V. y sus filiales - 312 - - - 41 - (1) - 18 - 370
Total 5.614 5.027 228 563 1.044 458 862 369 510 558 8.258 6.975
Pasivos mantenidos para la venta -
Beneficios a Acumulaciones yDeuda Financiera (1) los Empleados Cuentas por Pagar Otros Pasivos Total2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007
Entidades del sector eléctrico 1.451 609 550 325 677 271 1.229 374 3.907 1.579 Propernijn, N.V. y sus filiales - - - - - 43 - 22 - 65
Total 1.451 609 550 325 677 314 1.229 396 3.907 1.644
(1) Véase la nota 23
54 (Continúa)
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Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2008 y 2007
55 (Continúa)
La ganancia atribuible a las operaciones descontinuadas, fue la siguiente (en millones):
Año terminado el 31 de diciembre2008 2007 2008 2007
Dólares Bolívares Fuertes
Proesca -Otros ingresos - ganancia neta (véase la nota 16) 3 1 6 2
Entidades del sector eléctrico -Ventas 951 859 2.045 1.847 Costos y gastos 911 748 1.959 1.608 Ganancia antes de impuesto sobre la renta 40 111 86 239 (Gasto) beneficio por impuesto sobre la renta diferido -
(véase la nota 14) (14) 40 (31) 87
Ganancia neta 54 71 117 152
Propernijn, N.V. y sus filiales -Ventas - 17 - 37 Otros ingresos por servicios - 65 - 139 Costos y gastos - 53 - 113 Ganancia antes de impuesto sobre la renta - 29 - 63 Impuesto sobre la renta - - - -
Ganancia neta - 29 - 63
Total ganancia de operaciones descontinuadas,neta de impuesto (véase la nota 14-a) 57 101 123 217
Los movimientos de efectivo proveniente de (usado en) las operaciones descontinuadas, son los siguientes:
Año terminado el 31 de diciembre2008 2007 2008 2007
Dólares Bolívares Fuertes
Entidades del sector eléctrico -
Movimiento del efectivo provisto por las actividadesoperacionales 430 264 925 568
Movimiento del efectivo usado en las actividadesde inversión (502) (133) (1.079) (286)
Movimiento del efectivo provisto (usado en) las actividadesde financiamiento 344 (195) 740 (419)
Propernijn, N.V. y sus filiales -
Movimiento del efectivo usado en actividadesde financiamiento - (29) - (62)
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31 de diciembre de 2008 y 2007
56 (Continúa)
Si las entidades del sector eléctrico se hubiesen adquirido el 1° de enero de 2007, la gerencia estima que la ganancia de operaciones descontinuadas, neta de impuesto, por el año terminado el 31 de diciembre de 2007, hubiese sido de $170 millones (Bs.F.366 millones).
Durante los años 2008 y 2007 no se han reconocido pérdidas por deterioro, relacionadas con la medición de los activos no corrientes o grupos enajenables de activos y pasivos mantenidos para la venta.
(11) Nuevas Filiales de PDVSA
(a) Sector Petrolero
Con base en la Ley Orgánica de Reordenamiento del Mercado Interno de los Combustibles Líquidos (véase la nota 33-a), en octubre de 2008 se constituyó PDVSA Empresa Nacional de Transporte, C.A., con el objeto de asumir la actividad de intermediación para el suministro de combustibles líquidos realizada entre PDVSA y los establecimientos dedicados a su expendio.
(b) Sector Industrial
De conformidad con los lineamientos establecidos por el Ejecutivo Nacional y en los planes estratégicos de la Compañía; en febrero de 2008, fueron constituidas las siguientes filiales totalmente poseídas por PDVSA: PDVSA Desarrollos Urbanos, S.A.; PDVSA Ingeniería y Construcción, S.A.; y PDVSA Naval, S.A. Estas filiales fueron creadas con la finalidad de realizar actividades de desarrollo y ejecución de obras de infraestructura social, servicios de ingeniería y construcción de proyectos mayores; y construcción, reparación y mantenimiento de buques; así como también, para ejecutar proyectos y programas sociales, culturales, tecnológicos y educativos en beneficio de la comunidad.
El 20 de octubre de 2008, PDVSA Naval, S.A. firmó un contrato de compra-venta de 97,55% de las acciones de Astilleros Navales Venezolanos, S.A. (Astinave) por $135 millones (Bs.F.290 millones). Al 31 de diciembre de 2008, se incluyen en acumulaciones y otros pasivos $130 millones (Bs.F.280 millones) por esta transacción; y en cuentas por cobrar a largo plazo y otros activos $61 millones (Bs.F.131 millones) por concepto de plusvalía generada en esta adquisición (véase la nota 34-i).
(c) Sector Alimentos
El Decreto N° 5.689 publicado en la Gaceta Oficial N° 38.811 de fecha 15 de noviembre de 2007, establece el “V Plan Excepcional de Desarrollo Económico y Social” para, entre otros aspectos, el abastecimiento de alimentos de la cesta básica, materia prima para la elaboración de alimentos y otros productos agroalimentarios de primera necesidad. El 1° de febrero de 2008, con el propósito de apoyar este Plan, la filial PDVSA Agrícola, S.A. constituyó la empresa Productora y Distribuidora Venezolana de Alimentos, S.A. (PDVAL).
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31 de diciembre de 2008 y 2007
57 (Continúa)
Adicionalmente, durante el año 2008 fueron adquiridas las siguientes entidades:
El 14 de marzo de 2008, PDVSA adquirió por $201 millones (Bs.F.432 millones) la totalidad de las acciones de un grupo de compañías cuya actividad principal es la producción y distribución de productos lácteos, siendo la más importante Lácteos Los Andes, C.A. Al 31 de diciembre de 2008, se han pagado $186 millones (Bs.F.400 millones) por esta transacción, y a esa misma fecha, se incluyen en acumulaciones y otros pasivos $15 millones (Bs.F.32 millones) y, en cuentas por cobrar a largo plazo y otros activos $160 millones (Bs.F.344 millones) por concepto de plusvalía generada en la adquisición.
El 30 de septiembre de 2008, PDVAL adquirió la totalidad de las acciones de las compañías Inter Inversiones, S.A. por $14 millones (Bs.F.30 millones), Inversiones Toen, C.A. por $13 millones (Bs.F.28 millones), Inversiones Omega IX, C.A. por $13 millones (Bs.F.28 millones), Representaciones El Faraón, C.A. por $13 millones (Bs.F.28 millones) e Inversiones Omega VI, C.A. por $7 millones (Bs.F.15 millones). Al 31 de diciembre de 2008, se han pagado $7 millones (Bs.F.14 millones) por estas adquisiciones y, a esa misma fecha, se incluyen en acumulaciones y otros pasivos $53 millones (Bs.F.115 millones) como cuentas por pagar y, en cuentas por cobrar a largo plazo y otros activos $14 millones (Bs.F.30 millones) por concepto de plusvalía generada en esta transacción. Adicionalmente, el estado de resultados consolidados incluye en otros egresos (ingresos), neto, $1 millón (Bs.F.2 millones) por concepto de minusvalía por el exceso del valor de los activos sobre el costo de adquisición.
El 8 de marzo de 2008, PDVAL suscribió un contrato de compraventa con Inversiones Tacoa, C.A. por la totalidad de las acciones de la compañía Centro de Almacenes Congelados, C.A. (CEALCO). El monto pagado por esta compañía fue de $73 millones (Bs.F.157 millones). Al 31 de diciembre de 2008, se incluyen en cuentas por cobrar a largo plazo y otros activos, $66 millones (Bs.F.142 millones) por concepto de plusvalía generada en esta transacción.
El 11 de agosto de 2008, PDVAL celebró un contrato de compraventa con Verstabel B.V. por la totalidad de las acciones de las compañías Indugram, C.A. y Productos La Fina, C.A. por $39 millones (Bs.F.84 millones). Al 31 de diciembre de 2008, se han pagado $16 millones (Bs.F.34 millones) y, a esa misma fecha, se incluyen en acumulaciones y otros pasivos $23 millones (Bs.F.50 millones) y, en otros egresos (ingresos), neto, $1 millón (Bs.F.2 millones) por concepto de la minusvalía por el exceso del valor de los activos sobre el costo de adquisición.
El 22 de julio de 2008, PDVAL celebró un contrato de compraventa por $79 millones (Bs.F.170 millones) con Cedric Private Foundation por la totalidad de las acciones de Alexis International LTD la cual poseía 100% del capital social de las compañías Industrias Diana, C.A. y Palmeras Diana del Lago, C.A. Al 31 de diciembre de 2008, se han pagado $47 millones (Bs.F.102 millones) y, a esa misma fecha, se incluyen en acumulaciones y otros pasivos $32 millones (Bs.F.68 millones) y, en otros egresos (ingresos), neto, $6 millones (Bs.F.14 millones) por concepto de la minusvalía por el exceso del valor de los activos sobre el costo de adquisición.
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58 (Continúa)
La adquisición de las acciones de estas entidades del sector alimentos e industrial, condujo a la toma de su control operacional y financiero, y tuvo los siguientes efectos sobre los estados financieros consolidados de PDVSA a la fecha de compra (en millones):
Valores reconocidos a la fecha de adquisiciónEntidades adquiridas
Entidades adquiridas con exceso del valor decon plusvalía los activos sobre el costo Total
Bolívares Bolívares BolívaresDólares Fuertes Dólares Fuertes Dólares Fuertes
Propiedades, plantas y equipos, neto(véase la nota 15) 136 294 142 306 278 600
Cuentas por cobrar y otros 107 230 121 260 228 490 Deuda financiera (véase la nota 23) (17) (37) (21) (45) (38) (82) Cuentas por pagar y otros pasivos (68) (146) (109) (234) (177) (380) Inversionistas minoritarios (2) (4) - - (2) (4)
Activos y pasivos identificados, netos 156 337 133 287 289 624
Plusvalía (véanse las notas 3-f y 17) 301 646 - - 301 646 Exceso del valor de los activos netos
adquiridos sobre el costo (véanse las notas 3-f y 12) - - (8) (18) (8) (18)
Cuentas por pagar (véase la nota 25) (193) (416) (60) (129) (253) (545)
Pago en efectivo 264 567 65 140 329 707 Efectivo adquirido (7) (15) (7) (15) (14) (30)
Efectivo pagado, neto de efectivoadquirido 257 552 58 125 315 677
Al 31 de diciembre de 2008, las compañías del sector alimentos adquiridas aportaron utilidades por $38 millones (Bs.F.82 millones). Si la adquisición hubiera ocurrido el 1° de enero de 2008, la gerencia estima que los ingresos consolidados y la ganancia neta consolidada de PDVSA, por el año terminado el 31 de diciembre de 2008, hubiese ascendido a $127.293 millones (Bs.F.273.680 millones) y $9.470 millones (Bs.F.20.361 millones), respectivamente.
Durante el año terminado el 31 de diciembre de 2008, el estado consolidado de resultados incluye ventas de las compañías del sector alimentos por $1.072 millones (Bs.F.2.305 millones), cuyo costo de ventas asociado ascendió a $693 millones (Bs.F.1.490 millones). Durante el año terminado el 31 de diciembre de 2007, no se efectuaron ventas por este concepto.
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59 (Continúa)
(12) Otros Egresos (Ingresos), Neto
A continuación se presenta el detalle de los otros egresos (ingresos), neto (en millones):
Años terminados el 31 de diciembre de2008 2007 2008 2007
Dólares Bolívares Fuertes
Provisión para litigios y otros reclamos(véanse las notas 25 y 29) 1.200 1.153 2.580 2.480
Deterioro del valor de los activos (véase la nota 15) 369 10 795 22 Pérdida (ganancia) en venta de activos 5 (207) 11 (445) Otros gastos tributarios 148 122 318 262 Indemnización a ENI Dacion B.V. (véase la nota 9-b) 730 - 1.570 - Servicios de fletes y de almacenamiento a terceros (206) (166) (443) (357) Exceso de activos netos adquiridos sobre el costo de
la inversión (minusvalía) (véanse las notas 10 y 11) (8) (666) (18) (1.407) Ingresos por procura de servicios a PEQUIVEN (véase la nota 30) (86) (73) (185) (157) Otros egresos (ingresos) no operacionales 176 (300) 378 (650)
2.328 (127) 5.006 (252)
(13) Ingresos (Gastos) Financieros
A continuación se presenta el detalle de los ingresos (gastos) financieros (en millones):
Años terminados el 31 de diciembre de2008 2007 2008 2007
Dólares Bolívares Fuertes
Ingresos financieros 1.580 566 3.397 1.217
Gastos financieros -Gastos de financiamiento (véase la nota 23) (770) (370) (1.655) (795) Ajustes al valor razonable de activos financieros
(véase la nota 17) (516) (446) (1.108) (961) Costo de obligaciones por retiro de activos (69) (53) (148) (113) (Pérdida) ganancia por fluctuación del tipo de cambio 31 16 67 34 Otros gastos financieros (456) (214) (983) (459)
(1.780) (1.067) (3.827) (2.294)
(200) (501) (430) (1.077)
En el proceso de administrar los dos fondos autorizados por el BCV (véase la nota 4), PDVSA mantiene como inversiones parte de esos fondos de manera temporal, por períodos menores a tres meses, en diferentes instrumentos financieros, de rendimiento variable, en instituciones financieras y fondos de inversiones. El estado consolidado de resultados por el año terminado el 31 de diciembre de 2008, incluye en el rubro de ingresos financieros, principalmente $1.213 millones (Bs.F.2.608 millones) originados por el rendimiento de mantener esos fondos.
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60 (Continúa)
(14) Impuestos y Regalías
Un resumen de los impuestos y regalías que afectan las operaciones consolidadas de PDVSA se presenta a continuación (en millones):
Años terminados el 31 de diciembre de2008 2007 2008 2007
Dólares Bolívares Fuertes
Impuesto sobre la renta:Operaciones continuas 4.281 5.017 9.204 10.785Operaciones descontinuadas (véase la
nota 10) (14) 40 (31) 87
Total impuesto sobre la renta 4.267 5.057 9.173 10.872
Regalías, impuesto de extracción y otros impuestos:Regalías 20.294 19.872 43.632 42.725Impuesto de extracción 2.487 1.720 5.347 3.698 Impuesto superficial 146 113 314 243 Impuesto de registro de exportación 76 54 163 116 Impuesto por ventajas especiales 368 203 791 436 Ley Orgánica Contra el Tráfico Ilícito y el Consumo
de Sustancias Estupefacientes y Psicotrópicas (LOCTICSEP) 91 19 196 36
Total regalías, impuesto de extracción y otros impuestos 23.462 21.981 50.443 47.254
(a) Impuesto sobre la Renta
La ganancia antes de impuesto sobre la renta, para cada año se resume a continuación (en millones):
Años terminados el 31 de diciembre de2008 2007 2008 2007
Dólares Bolívares Fuertes
Venezuela:Operaciones continuas 13.197 7.278 28.374 15.655 Operaciones descontinuadas 43 112 92 241
Exterior:Operaciones continuas 440 3.911 947 8.409 Operaciones descontinuadas - 29 - 63
13.680 11.330 29.413 24.368
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61 (Continúa)
El gasto por impuesto sobre la renta para cada año se resume a continuación (en millones):
Años terminados el 31 de diciembre de2008 2007 2008 2007
Dólares Bolívares Fuertes
Operaciones continuas:Gasto estimado de impuesto sobre
la renta:Venezuela (véase la nota 30) 6.952 4.952 14.946 10.647Exterior 411 1.652 884 3.550
7.363 6.604 15.830 14.197
(Beneficio) gasto de impuesto sobrela renta diferido:
Venezuela (3.821) (1.239) (8.215) (2.664) Exterior 739 (348) 1.589 (748)
(3.082) (1.587) (6.626) (3.412)
Gasto de impuesto sobre la renta,operaciones continuas 4.281 5.017 9.204 10.785
Operaciones descontinuadas: Gasto de impuesto sobre la renta,
operaciones descontinuadas -Venezuela (14) 40 (31) 87
Gasto de impuesto sobre la renta,operaciones descontinuadas -
Exterior - - - -
4.267 5.057 9.173 10.872
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62 (Continúa)
La conciliación entre la tasa nominal y la tasa efectiva consolidada de impuesto sobre la renta para cada año se presenta a continuación:
Años terminados el 31 de diciembre de2008 2007
Millones MillonesBolívares Bolívares
% Dólares Fuertes % Dólares Fuertes
Ganancia neta: Operaciones continuas 9.356 20.117 6.172 13.279 Operaciones descontinuadas (véase la nota 10) 57 123 101 217
9.413 20.240 6.273 13.496
Impuesto sobre la renta:Operaciones continuas 4.281 9.204 5.017 10.785 Operaciones descontinuadas (véase la nota 10) (14) (31) 40 87
4.267 9.173 5.057 10.872
Ganancia neta (de operaciones continuas y operaciones descontinuadas) antes de impuesto 13.680 29.413 11.330 24.368
Tasa nominal de impuesto sobre la renta sector petrolero 50,0 6.840 14.706 50,0 5.665 12.180 Ajuste fiscal por inflación y efecto por conversión a dólares (23,81) (3.257) (7.003) (10,1) (1.140) (2.451) Pérdidas no realizadas en instrumentos financieros 0,8 109 234 - - - Pérdidas fiscales (3,56) (488) (1.049) (0,1) (17) (37) Fondo para la Estabilización Macroeconómica (FEM) (0,05) (7) (15) (0,1) (10) (22) Efecto renta extraterritorial 3,11 425 914 - - - Provisiones 1,06 145 312 3,1 348 748 Efecto de filiales que tributan a tasas menores (3,62) (495) (1.064) (2,8) (316) (679) Pérdidas fiscales no reconocidas como activo de
impuesto diferido (0,02) (3) (6) 2,5 284 610 Participación patrimonial (0,08) (11) (24) 0,3 36 77 Impuesto al dividendo 4,23 578 1.243 7,6 866 1.862 Diferido producto de diferencias de bases en propiedades,
plantas y equipos, neto (6,56) (898) (1.931) - - - Otras diferencias, neto 1,31 179 383 1,0 109 235
Tasa efectiva en Venezuela 22,8 3.117 6.700 51,4 5.825 12.524
Efecto de filiales del exterior 8,41 1.150 2.473 (6,8) (768) (1.652)
Tasa efectiva 31,21 4.267 9.173 44,6 5.057 10.872
De acuerdo con lo dispuesto en la Ley de Impuesto sobre la Renta vigente hasta del 25 de septiembre de 2006, PDVSA y algunas de sus filiales venezolanas podían utilizar, como créditos fiscales, hasta 12% de los montos desembolsados por nuevas inversiones en propiedades, plantas y equipos, los cuales pueden ser trasladados hasta por tres años. Sin embargo, dichos créditos no podían exceder 2% de la ganancia neta gravable, todo esto de acuerdo con lo dispuesto en la ley anterior. Los créditos fiscales generados hasta esa fecha podrán ser aprovechados hasta su vencimiento y de acuerdo a la Ley de Impuesto sobre la Renta vigente no podrán generarse rebajas por nuevas inversiones adicionales. Durante los años 2008 y 2007, se utilizaron créditos fiscales correspondientes a rebajas por nuevas inversiones por $31 millones (Bs.F.67 millones) y $27 millones (Bs.F.58 millones), respectivamente.
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63 (Continúa)
La Ley de Impuesto sobre la Renta vigente, permite el traslado de pérdidas fiscales hasta por los tres años siguientes al que se causaren para compensar rentas gravables futuras, salvo las pérdidas provenientes de la aplicación del sistema de ajuste por inflación fiscal, las cuales, son trasladables hasta por un año.
Al 31 de diciembre de 2008, existen créditos fiscales correspondientes a excedentes de rebajas por nuevas inversiones y pérdidas fiscales trasladables de aproximadamente $124 millones (Bs.F.267 millones) y $1.900 millones (Bs.F.4.085 millones), respectivamente, los cuales presentan los siguientes vencimientos (en millones):
31 de diciembre de2009 2010 2011
Bolívares Bolívares BolívaresDólares Fuertes Dólares Fuertes Dólares Fuertes
Rebajas por nuevas inversiones 124 267 - - - -
Pérdidas fiscales 439 944 848 1.823 613 1.318
La Ley de Impuesto sobre la Renta en Venezuela establece el ajuste fiscal por inflación para el cálculo del impuesto. Los valores inicialmente ajustados de las propiedades, plantas y equipos son depreciados o amortizados a los fines fiscales en su vida útil remanente. La Ley también establece un ajuste regular por inflación anual que será incluido en la conciliación de la renta como una partida gravable o deducible.
De conformidad con la Ley de Impuesto sobre la Renta, los contribuyentes sujetos a este impuesto que lleven a cabo operaciones de importación, exportación y préstamos con empresas relacionadas domiciliadas en el extranjero, están obligados a determinar sus ingresos, costos y deducciones aplicando la metodología estipulada en dicha Ley. PDVSA ha obtenido los estudios técnicos de precios de transferencias desarrollados con base en la metodología establecida en la Ley, cuyos efectos para cada filial aplicable se incluyen en la determinación de la renta fiscal de cada año.
La Ley de Impuesto sobre la Renta vigente en Venezuela establece una alícuota general del 50% para las compañías dedicadas a la explotación de hidrocarburos y actividades conexas, y elimina la aplicación de la alícuota del 34% respecto de las empresas que se hubieren constituido bajo Convenios de Asociación celebrados conforme a la derogada Ley Orgánica que Reserva al Estado la Industria y Comercio de los Hidrocarburos. Quedan sujetas, sin embargo, a la alícuota de 34% únicamente las empresas que realicen actividades integradas o no, de exploración y explotación del gas no asociado, de procesamiento, transporte, distribución, almacenamiento, comercialización y exportación del gas y sus componentes, o que se dediquen exclusivamente a la refinación de hidrocarburos o al mejoramiento de crudos pesados y extrapesados. La tarifa de impuesto sobre la renta aplicable para las principales filiales del exterior es de 35%.
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Los movimientos del activo (pasivo) del impuesto sobre la renta diferido en los resultados de cada año son los siguientes (en millones):
Beneficio Beneficio 2006 (gasto) 2007 (gasto) 2008Activo reconocido Activo reconocido Activo
(pasivo) en resultados (pasivo) en resultados (pasivo)
Dólares -
Beneficios a los empleados y otros beneficios post-retiro 865 32 897 1.095 1.992
Propiedades, plantas y equipos (30) 412 382 1.201 1.583 Regalías por pagar 124 95 219 (36) 183 Costos financieros capitalizados (273) 166 (107) (154) (261) Inversiones en afiliadas (189) 152 (37) (76) (113) Inventarios (140) 578 438 531 969 Créditos fiscales y pérdidas fiscales
trasladables 14 (3) 11 - 11 Pagos de dividendos (250) (250) (500) 150 (350) Provisiones 946 446 1.392 557 1.949 Disposiciones especiales - - - 102 102 Pérdida no realizada en instrumentos
financieros - - - (39) (39) Otros 287 (41) 246 (249) (3)
1.354 1.587 2.941 3.082 6.023
Bolívares Fuertes -Beneficios a los empleados y otros
beneficios post-retiro 1.860 69 1.929 2.354 4.283 Propiedades, plantas y equipos (65) 886 821 2.582 3.403 Regalías por pagar 267 204 471 (77) 394 Costos financieros capitalizados (587) 357 (230) (331) (561) Inversiones en afiliadas (406) 327 (79) (163) (242) Inventarios (301) 1.243 942 1.142 2.084 Créditos fiscales y pérdidas fiscales
trasladables 30 (6) 24 - 24 Pagos de dividendos (538) (538) (1.076) 322 (754) Provisiones 2.034 959 2.993 1.197 4.190 Disposiciones especiales - - - 219 219 Pérdida no realizada en instrumentos
financieros - - - (84) (84) Otros 617 (89) 528 (535) (7)
2.911 3.412 6.323 6.626 12.949
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31 de diciembre de 2008 y 2007
65 (Continúa)
(b) Regalías
La regalía se paga con base en el petróleo crudo producido y el gas natural procesado en Venezuela. Se establece una tasa de 30% sobre los volúmenes de hidrocarburo y gas natural producidos en áreas tradicionales (aplicables a PDVSA Petróleo, PDVSA Gas y las empresas mixtas, incluyendo las recientemente creadas en la Faja Petrolífera del Orinoco; antiguas Asociaciones Estratégicas).
En mayo de 2006 se aprobó la Reforma Parcial a la Ley Orgánica de Hidrocarburos, mediante la cual se establece que las operadoras deberán pagar al Estado regalías por 30% del valor de cada barril a boca de pozo. La regalía causada para los años 2008 y 2007 fue de $20.294 millones (Bs.F.43.632 millones) y $19.872 millones (Bs.F.42.725 millones), respectivamente, la cual se incluye en los estados consolidados de resultados en el rubro regalías, impuesto de extracción y otros impuestos.
De acuerdo con instrucciones del Ejecutivo Nacional, en el marco de los convenios de Cooperación Energética (véase la nota 9-e) y del Convenio de Constitución del Fondo Conjunto Chino-Venezolano (véase la nota 30); durante el año 2008, PDVSA despachó petróleo crudo y productos por $6.462 millones (Bs.F.13.893 millones) y $2.166 millones (Bs.F.4.657 millones), respectivamente. Según lo establecido en el Artículo N° 45 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, estos volúmenes entregados por cuenta de la República, son considerados como el cumplimiento de parte de la obligación que tiene PDVSA por concepto de regalía.
A partir del año 2008, por resolución del MENPET, PDVSA descontará del gasto de regalía el diferencial entre el precio de liquidación de regalía y $35 por barril de los volúmenes subsidiados destinados al mercado interno.
Las Empresas Mixtas están sujetas al pago de ventajas especiales, los cuales son determinados con base en: a) una participación como regalía adicional de 3,33% sobre los volúmenes de hidrocarburos extraídos en las áreas delimitadas y entregados a Petróleos de Venezuela, S.A., y b) un monto equivalente a la diferencia, si la hubiere, entre (i) 50% del valor de los hidrocarburos extraídos en las áreas delimitadas y entregados a Petróleos de Venezuela, S.A. durante cada año calendario y (ii) la suma de los pagos efectuados a la República Bolivariana de Venezuela, con respecto a la actividad desarrollada por estas últimas durante el mismo año calendario, por concepto de impuestos, regalías y ventajas especiales sobre los hidrocarburos, incluyendo las inversiones en proyectos de desarrollo endógeno equivalente a 1% de la utilidad antes de impuestos. Las ventajas especiales deberán pagarse antes del día 20 de abril de cada año, de acuerdo con las disposiciones establecidas en el anexo f del Contrato para la Conversión a Empresa Mixta. PDVSA a través de las empresas mixtas incurrió en este impuesto durante los años 2008 y 2007 por $368 millones (Bs.F.791 millones) y $203 millones (Bs.F.436 millones), respectivamente, incluido en los estados consolidados de resultados integrales en el rubro regalías, impuesto de extracción y otros impuestos.
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66 (Continúa)
El 14 de noviembre de 2006, se estableció un nuevo cálculo de regalías para las empresas que realizan actividades petroleras primarias en el país, fundamentándose en que se medirán mensualmente en los campos de producción los contenidos de azufre y gravedad API de los hidrocarburos líquidos extraídos y se reportarán conjuntamente con la producción fiscalizada; toda esta información formará parte del precio de liquidación de la regalía y se utilizará para el cálculo de cualquier ventaja especial. Esta información ocasionará ajustes por gravedad y azufre los cuales serán publicados por el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo.
(c) Impuesto de Extracción
La Reforma a la Ley Orgánica de Hidrocarburos establece una tasa de 33,33% del valor de todos los hidrocarburos líquidos extraídos de cualquier yacimiento, calculado sobre la misma base establecida para el cálculo de la regalía. Al calcular este impuesto, el contribuyente podrá deducir lo que se hubiese pagado por regalía, inclusive la regalía adicional que esté pagando como ventaja especial. Este impuesto se comenzó a aplicar a partir del año 2006, y PDVSA causó por este impuesto $2.487 millones (Bs.F.5.347 millones) y $1.720 millones (Bs.F.3.698 millones) para los años 2008 y 2007 respectivamente, los cuales están incluidos en los estados consolidados de resultados en el rubro regalías, impuesto de extracción y otros impuestos. Las Asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco, adicional a la regalía de 16 2/3%, deberán pagar un impuesto de extracción de 16 2/3%.
(d) Impuesto Superficial
La Ley Orgánica de Hidrocarburos establece el pago de un impuesto equivalente a 100 unidades tributarias (UT) por cada kilómetro cuadrado o fracción de extensión superficial otorgada que no estuviese en explotación. Este impuesto se incrementará 2% anual durante los primeros cinco años y en 5% en los años subsiguientes. Durante los años 2008 y 2007, la filial PDVSA Petróleo incurrió en impuesto superficial en Venezuela por $146 millones (Bs.F.314 millones) y $113 millones (Bs.F.243 millones), respectivamente, incluidos en los estados consolidados de resultados en el rubro regalías, impuesto de extracción y otros impuestos.
(e) Impuesto de Registro de Exportación
La Reforma a la Ley Orgánica de Hidrocarburos establece una tasa de 0,1% sobre el valor de todos los hidrocarburos exportados desde cualquier puerto del territorio nacional, calculado sobre el precio al que se venda al comprador de dichos hidrocarburos. Este impuesto se comenzó a aplicar a partir del 24 de mayo de 2006, con una vigencia efectiva de sesenta (60) días continuos contados a partir de la fecha de publicación en Gaceta Oficial. PDVSA incurrió en este impuesto en los años 2008 y 2007 por $76 millones (Bs.F.163 millones) y $54 millones (Bs.F.116 millones), respectivamente, los cuales están reconocidos en los estados consolidados de resultados en el rubro regalías, impuesto de extracción y otros impuestos.
(f) Impuesto al Valor Agregado (IVA)
En la Gaceta Oficial Nº 38.632, del 26 de febrero de 2007, se publicó la Ley de Reforma Parcial de la Ley sobre el IVA, la cual establece una reducción de la alícuota de 14% a 11%, desde el 1° de marzo hasta el 30 de junio de 2007, y a 9% a partir del 1° de julio de 2007.
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67 (Continúa)
La ley del IVA establece una exención para la comercialización de ciertos combustibles derivados de hidrocarburos, y la potestad de recuperar del Fisco Nacional ciertos créditos fiscales provenientes de las ventas de exportación. Los montos pendientes por recuperar no generan intereses. A continuación se muestra un resumen consolidado del movimiento de los créditos fiscales por recuperar o compensar (en millones):
31 de diciembre de2008 2007 2008 2007
Dólares Bolívares FuertesMontos por recuperar o compensar al inicio
del año 5.576 4.236 11.988 9.108 Generados durante el año 1.499 1.340 3.223 2.880 Recuperados durante el año (véase la nota 29) (682) - (1.466) - Ajuste por valor razonable (49) - (105) -
Montos por recuperar o compensar al finaldel año (véase la nota 30) 6.344 5.576 13.640 11.988
Menos, porción corriente 2.936 3.346 6.313 7.194 Porción no corriente 3.408 2.230 7.327 4.794
La gerencia considera que las gestiones y acuerdos alcanzados con el Fisco Nacional, le permitirá recuperar un porcentaje significativo de estos créditos fiscales durante el año 2009.
Del saldo de los créditos fiscales por recuperar al 31 de diciembre de 2008 y 2007, aproximadamente $184 millones (Bs.F.395 millones) corresponden a las filiales relacionadas con las asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco.
(g) Impuesto de Consumo General
Las ventas de gasolina y otros combustibles en Venezuela y en los Estados Unidos de América causan impuestos de consumo.
En Venezuela los montos causados por este impuesto durante los años 2008 y 2007 fueron aproximadamente de $533 millones (BsF1.145 millones) y $665 millones (BsF1.430 millones).
En los Estados Unidos de América este impuesto es pagado por el consumidor; por lo tanto se incluye como parte del precio de venta del producto, se recauda y se entera a la entidades gubernamentales sin efecto en los resultados consolidados; durante los años 2008 y 2007, los montos de estos impuestos fueron aproximadamente de $2.389 millones (BsF5.136 millones) y $2.901 millones (BsF6.237 millones).
(h) Otros Impuestos
La Ley de Contribución Especial sobre precios Extraordinarios del Mercado Internacional de Hidrocarburos y las resoluciones relacionadas, establecen una contribución especial a ser pagada mensualmente por quienes exporten o transporten al exterior hidrocarburos líquidos y productos derivados (véase la nota 33-c).
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68 (Continúa)
(15) Propiedades, Plantas y Equipos
Las propiedades, plantas y equipos comprenden lo siguiente (en millones):
Dólares -
Pozos e instalaciones de
producción
Plantas y facilidades de
refinación
Instalaciones de almacenamiento y
transporte de crudo, gas y productos
Terrenos, edificios y
construccionesMaquinaria
y equipos
Unidades de transporteterrestre,
marítimas y aéreas
Servicios de apoyoindustrial, de
campamento y otros
Obras en progreso Totales
Costo:Saldos al 31 de diciembre de 2006 45.105 11.607 6.982 3.404 9.655 1.663 6.015 9.636 94.067 Adquisiciones e incorporaciones 693 295 14 - 10 5 181 9.461 10.659 Costo de activos provenientes de asociaciones con terceros (véase la nota 9-a) 2.072 3.072 387 - - - 174 191 5.896 Costo de activos provenientes de entidades del sector eléctrico (véase la nota 10) - - - - - - 4.518 - 4.518 Transferencias y capitalizaciones 2.406 375 84 52 449 71 54 (3.491) - Ventas y desincorporaciones (237) (190) (2) (27) (123) (13) - (20) (612) Reclasificación a activos mantenidos para la venta (véase la nota 10) - - (181) (13) (279) (5) (4.626) (29) (5.133) Obligaciones por retiro de activos 86 - - - - - - - 86 Otros (327) 23 - - (7) (17) 12 (186) (502) Saldos al 31 de diciembre de 2007 49.798 15.182 7.284 3.416 9.705 1.704 6.328 15.562 108.979 Adquisiciones e incorporaciones 1.370 374 33 356 127 144 173 15.836 18.413 Costo de activos provenientes de asociaciones con terceros (véase la nota 9-a) 910 3.598 1.427 242 8 5 94 1.148 7.432 Transferencias y capitalizaciones 3.502 892 824 75 126 272 128 (5.818) - Ventas y desincorporaciones (28) (212) (1) (24) (26) (87) (55) (7) (440) Obligaciones por retiro de activos 908 - - - - - - - 908 Otros 127 (50) 34 54 (219) 7 (34) (318) (399) Saldos al 31 de diciembre de 2008 56.587 19.784 9.601 4.119 9.721 2.045 6.634 26.403 134.893
Depreciación y amortización:Saldos al 31 de diciembre de 2006 27.063 6.379 5.026 2.465 5.453 1.151 4.027 - 51.564 Depreciación y amortización 2.125 772 286 102 384 73 276 - 4.018 Depreciación operación descontinuada - - - - - - 142 - 142 Ventas y desincorporaciones (19) (142) - (17) (99) (10) (9) - (296) Depreciación acumulada de activos provenientes de asociaciones con terceros (véase la nota 9-a) 626 702 129 - - - 68 - 1.525 Depreciación acumulada de activos provenientes de entidades del sector eléctrico (véase la nota 10) - - - - - - 2.427 - 2.427 Reclasificación a activos mantenidos para la venta (véase la nota 10) - - (95) - (131) (2) (2.584) - (2.812) Deterioro de activos (véase la nota 12) 6 - - - 4 - - - 10 Obligaciones por retiro de activos (8) - - - - - - - (8) Otros (8) (24) (3) 5 2 (1) 2 - (27) Saldos al 31 de diciembre de 2007 29.785 7.687 5.343 2.555 5.613 1.211 4.349 - 56.543 Depreciación y amortización 2.588 1.547 449 145 124 98 269 - 5.220 Ventas y desincorporaciones (16) (152) (8) (17) (23) (8) (55) - (278) Deterioro de activos (véase la nota 12) (183) 349 46 8 (4) 42 111 - 369 Obligaciones por retiro de activos (3) - - - - - - - (3) Otros 4 41 6 19 (45) 3 4 - 32 Saldos al 31 de diciembre de 2008 32.176 9.472 5.836 2.710 5.665 1.346 4.678 - 61.883
Total costo neto al 31 de diciembre de 2008 24.412 10.312 3.765 1.409 4.055 699 1.956 26.403 73.010 Total costo neto al 31 de diciembre de 2007 20.013 7.495 1.941 861 4.092 493 1.979 15.562 52.436
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69 (Continúa)
Bolívares Fuertes -
Pozos e instalaciones de
producción
Plantas y facilidades
de refinación
Instalaciones de almacenamiento y
transporte de crudo, gas y productos
Terrenos, edificios y
construccionesMaquinaria
y equipos
Unidades de transporteterrestre,
marítimas y aéreas
Servicios de apoyoindustrial, de
campamento y otros
Obras en progreso Totales
Costo:Saldos al 31 de diciembre de 2006 96.976 24.955 15.011 7.319 20.758 3.803 12.932 20.717 202.472 Adquisiciones e incorporaciones 1.490 634 30 (2) 24 11 389 20.341 22.917 Costos de activos provenientes de asociaciones con terceros (véase la nota 9-a) 4.455 6.605 832 - - - 374 411 12.676 Costos de activos provenientes de entidades del sector eléctrico (véase la nota 10) - - - - - - 9.714 - 9.714 Transferencias y capitalizaciones 5.173 806 181 112 965 153 116 (7.506) - Ventas y desincorporaciones (510) (409) (4) (58) (264) (28) - (43) (1.316) Reclasificación de activos mantenidos para la venta (véase la nota 10) - - (389) (28) (600) (11) (9.946) (62) (11.036) Obligaciones por retiro de activos 185 - - - - - - - 185 Otros (703) 49 - - (15) (280) 26 (400) (1.322) Saldos al 31 de diciembre de 2007 107.066 32.641 15.661 7.342 20.868 3.648 13.605 33.458 234.289 Adquisiciones e incorporaciones 2.945 804 70 767 272 310 372 34.047 39.587 Costos de activos provenientes de asociaciones con terceros (véase la nota 9-a) 1.958 7.735 3.069 521 17 11 202 2.468 15.980 Transferencias y capitalizaciones 7.529 1.917 1.772 161 271 584 275 (12.509) - Ventas y desincorporaciones (60) (454) (3) (51) (56) (188) (119) (16) (947) Obligaciones por retiro de activos 1.952 - - - - - - - 1.952 Otros 273 (107) 74 115 (472) 15 (73) (684) (859) Saldos al 31 de diciembre de 2008 121.663 42.536 20.643 8.855 20.900 4.380 14.262 56.764 290.002
Depreciación y amortización:Saldos al 31 de diciembre de 2006 58.185 13.715 10.806 5.300 11.724 2.475 8.658 - 110.863 Depreciación y amortización 4.553 1.660 615 219 826 157 593 - 8.623 Depreciación operación descontinuada - - - - - - 305 - 305 Ventas y desincorporaciones (41) (305) - (37) (213) (22) (19) - (636) Depreciación acumulada de activos provenientes de asociaciones con terceros (véase nota 9-a) 1.346 1.509 277 - - - 146 - 3.279 Depreciación acumulada de activos provenientes de entidades del sector eléctrico (véase la nota 10) - - - - - - 5.218 - 5.218 Reclasificación de activos disponibles para la venta (véase nota (véase la nota 10) - - (204) - (282) (4) (5.556) - (6.046) Deterioro de activos (véase la nota 12) 13 - - - 9 - - - 22 Obligaciones por retiro de activos (17) - - - - - - - (17) Otros (1) (52) (6) 11 4 (2) 4 - (42) Saldos al 31 de diciembre de 2007 64.038 16.527 11.487 5.493 12.068 2.604 9.350 - 121.567 Depreciación y amortización 5.564 3.327 964 312 266 211 578 - 11.222 Ventas y desincorporaciones (33) (327) (17) (36) (49) (17) (118) - (597) Deterioro de activos (véase la nota 12) (393) 751 99 17 (9) 91 239 - 795 Obligaciones por retiro de activos (6) - - - - - - - (6) Otros 9 70 13 41 (97) 4 9 - 49
Saldos al 31 de diciembre de 2008 69.179 20.348 12.546 5.827 12.179 2.893 10.058 - 133.030
Total costo neto al 31 de diciembre de 2008 52.484 22.188 8.097 3.028 8.721 1.487 4.204 56.764 156.972
Total costo neto al 31 de diciembre de 2007 43.028 16.114 4.174 1.849 8.800 1.044 4.255 33.458 112.722
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70 (Continúa)
Durante el año 2008, la Compañía incorporó activos por un monto de $1.421 millones (Bs.F.3.055 millones) correspondientes a la compra de 22% del porcentaje de participación en Petrocedeño, S.A. Esta compra se presenta formando parte de las incorporaciones del año. Durante el año 2008, como resultado del proceso de migración a empresas mixtas de los convenios de asociación de la Faja Petrolífera del Orinoco, así como también de los convenios de exploración a riesgo y ganancias compartidas, la Compañía incrementó sus activos por un valor neto de $7.432 millones (Bs.F.15.980 millones); los cuales se presentan como activos provenientes de asociaciones con terceros (véase la nota 9-a). Un resumen de estas incorporaciones se muestra a continuación (en millones):
Activos provenientesActivos provenientes de las operaciones de
de las operaciones de la los convenios a RiesgosFaja Petrolífera del Orinoco y Ganancias Compartidas Total
Bolívares Bolívares BolívaresEntidad Dólares Fuertes Dólares Fuertes Dólares Fuertes
Petrocedeño 3.582 7.701 - - 3.582 7.701 Petromonagas 175 376 - - 175 376 Petropiar 2.098 4.511 - - 2.098 4.511 Petrosinovensa 970 2.086 - - 970 2.086 Petrosucre - - 444 955 444 955 Petrolera Güiria - - 106 228 106 228 Petrolera Paria - - 57 123 57 123
6.825 14.674 607 1.306 7.432 15.980
Durante el año 2007, PDVSA incrementó su participación en Petrozuata y en los Proyectos Cerro Negro y Hamaca, debido fundamentalmente a que dos de sus anteriores socios decidieron no participar en el proceso de migración de los Convenios de Asociación de la Faja Petrolífera del Orinoco a empresas mixtas. Ante esta situación, la Compañía incorporó los siguientes valores de activos productivos, que se presentan formando parte de las adquisiciones e incorporaciones de ese mismo año (en millones) (véase la nota 9-a):
Depreciación Valor Depreciación ValorCosto acumulada neto Costo acumulada neto
Entidad o Proyecto Dólares Bolívares Fuertes
Petrozuata 3.545 907 2.638 7.622 1.950 5.672 Cerro Negro 840 341 499 1.806 733 1.073 Hamaca 1.511 277 1.234 3.249 596 2.653
5.896 1.525 4.371 12.677 3.279 9.398
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71 (Continúa)
Al 31 de diciembre de 2008, el rubro de “otros” incluye, principalmente, $284 millones (Bs.F.546 millones) correspondientes a provisiones específicas para obras en progreso no capitalizables.
Al 31 de diciembre de 2007, el rubro de “otros” incluye $373 millones (Bs.F.802 millones) correspondientes a ajustes que efectuaron las siguientes empresas mixtas, filiales de CVP para disminuir el valor inicial de los activos reconocidos como resultado del proceso de migración a empresas mixtas: Boquerón, S.A. ($340 millones, Bs.F.731 millones); Petroguárico, S.A. ($14 millones, Bs.F.30 millones); y Petrokariña, S.A. ($19 millones, Bs.F.41 millones). Estos ajustes se efectuaron durante el año 2007 con cargo a los rubros de aporte adicional del Accionista e intereses minoritarios del patrimonio (véase la nota 22).
Durante el año 2008, la Compañía efectuó las respectivas evaluaciones de deterioro y, considerando las nuevas condiciones del mercado y de los negocios relacionados, identificó la necesidad de reconocer $369 millones (Bs.F.795 millones) por deterioro, principalmente relacionados con ciertos activos de refinación, producción, comercialización y transporte de gas. En el año 2007, y como resultado de estas evaluaciones, la Compañía reconoció $10 millones (Bs.F.22 millones) por deterioro, principalmente relacionado con ciertos activos de exploración y producción (véase la nota 12).
Al 31 de diciembre 2008 y 2007, la Compañía presenta cargos por mantenimientos mayores y reparaciones generales que son considerados como un componente separado de los activos por $2.287 millones (Bs.F.4.917 millones) y $1.542 millones (Bs.F.3.313 millones), respectivamente, incluidos como propiedades, plantas y equipos, principalmente, en plantas y facilidades de refinación (véase la nota 3-d).
Durante los años 2008 y 2007, se capitalizaron intereses por financiamiento por $254 millones (Bs.F.546 millones) y $328 millones (Bs.F.704 millones), respectivamente.
Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, existen ciertos activos de refinación y plantas de compresión de gas y equipos conexos adquiridos bajo contratos de arrendamiento financiero por aproximadamente $455 millones (Bs.F.978 millones) y $453 millones (Bs.F.974 millones), netos de depreciación acumulada por aproximadamente $384 millones (Bs.F.825 millones) y $215 millones (Bs.F.463 millones), respectivamente. El gasto de depreciación para los años 2008 y 2007, correspondiente a los activos bajo contratos de arrendamiento financiero incluye $54 millones (Bs.F.117 millones) y $39 millones (Bs.F.84 millones), respectivamente.
Durante el año 2008, fueron reconocidos en propiedades, plantas y equipos, neto, por operaciones de combinaciones de negocios $278 millones (Bs.F.600 millones), los cuales forman parte de las adquisiciones e incorporaciones del año (véase la nota 11).
Obras en Progreso
El saldo de las obras en progreso está compuesto, principalmente, por programas de inversión para trabajos de perforación y refinación, mantenimiento mayor, sistemas eléctricos, tendidos de tuberías, reacondicionamientos y adecuaciones de pozos, ampliación e infraestructura, destinados a mantener la capacidad de producción y adecuar las instalaciones a los niveles de producción establecidos en el plan de negocios de la Compañía. Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, el saldo de las obras en progreso por los conceptos antes mencionados es de aproximadamente $11.893 millones (Bs.F.25.570 millones) y $7.465
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72 (Continúa)
millones (Bs.F.16.050 millones), respectivamente. Además, el saldo de las obras en progreso al 31 de diciembre de 2008 y 2007, incluye activos tangibles por trabajos de exploración por aproximadamente $1.096 millones (Bs.F.2.356 millones) y $932 millones (Bs.F.2.004 millones), respectivamente, y varios proyectos en ejecución que serán capitalizados como propiedades, plantas y equipos a la fecha de su incorporación a las operaciones, siendo los más importantes los siguientes:
(a) El Proyecto Orinoco Magna Reserva, tiene como objetivo estratégico la exploración de la Faja Petrolífera del Orinoco para revisar, cuantificar y certificar sus reservas, la cual, contiene acumulaciones de crudo pesado y extra pesado con una gravedad promedio de 8,6 API. El Proyecto comprende la adquisición de información adicional y desarrollo de estudios de yacimientos, utilizando recursos propios y apoyo técnico de terceros para posicionar a Venezuela como el país con mayor cantidad de reservas de hidrocarburos a nivel mundial y apuntalar futuros desarrollos de negocios. Durante el año 2008, se incorporó a través del proceso de cuantificación y certificación de reservas de proyecto la cantidad de 74.108.505 miles de barriles naturales (MBN) de reservas probadas de petróleo. La inversión total estimada de este proyecto es de $711 millones (Bs.F.1.529 millones). Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, el saldo de estas obras en progreso es, aproximadamente, $485 millones (Bs.F.1.043 millones) y $166 millones (Bs.F.357 millones), respectivamente.
(b) El proyecto de gas de la Plataforma Deltana, contempla la participación de terceras partes para culminar la exploración y futuro desarrollo del área. PDVSA completó la fase inicial del proyecto, incluyendo estudios sísmicos 3D y la perforación de cuatro pozos exploratorios que finalizaron en julio de 2003, con resultados exitosos en tres de éstos. La inversión total estimada para este proyecto es de $3.810 millones (Bs.F.8.192 millones) incluyendo la participación de PDVSA. Se ha establecido que los bloques 1 y 5 se mantienen en reserva para futuros negocios. Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, el saldo de estas obras en progreso es, aproximadamente, $162 millones (Bs.F.348 millones) y $161 millones (Bs.F.346 millones), respectivamente.
(c) El proyecto Gas Anaco, tiene como objetivo incrementar la producción de gas para satisfacer la demanda interna. Actualmente, está en proceso la perforación de los pozos exploratorios localizados en el norte de Anaco, en el Estado Anzoátegui. Este proyecto incluye el diseño y construcción de facilidades para incrementar la producción diaria a 2.400 MMPCD de gas y 35 MBD de crudo liviano. La inversión total estimada al 31 de diciembre de 2008 y 2007 es de $4.418 millones (Bs.F.9.499 millones) y $2.433 millones (Bs.F.5.232 millones), respectivamente; la variación en la inversión total estimada con respecto al año anterior, corresponde principalmente al cambio de la fase I a la fase II en la ejecución del proyecto, donde se incluye el desarrollo para la perforación de 3 campos adicionales, para un total de 6 campos, más la Plataforma AIT. Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, el saldo de estas obras en progreso es, aproximadamente, $1.584 millones (Bs.F.3.406 millones) y $1.032 millones (Bs.F.2.219 millones), respectivamente.
(d) El proyecto Interconexión Centro Oriente-Occidente (ICO), tiene como objetivo conectar los sistemas de transmisión de gas natural de la región central y este de Venezuela (Anaco, Estado Anzoátegui - Barquisimeto, Estado Lara) con el sistema de transmisión en el oeste del país (Ulé, Estado Zulia - Amuay, Estado Falcón), con la finalidad de cubrir la demanda de gas en el occidente del país, expandir la entrega de gas a otras regiones y ciudades dentro de la Nación y
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31 de diciembre de 2008 y 2007
73 (Continúa)
promover el desarrollo industrial y comercial en las áreas cercanas a la construcción de este sistema de transmisión. La inversión total estimada al 31 de diciembre de 2008 y 2007 es de $715 millones (Bs.F.1.537 millones) y $530 millones (Bs.F.1.140 millones), respectivamente; y se espera que finalice en el año 2010. La variación en la inversión total estimada con respecto al año anterior, corresponde principalmente a: incremento en los costos por extensión de la franja de seguridad del gasoducto en las obras de urbanismo La Ciénaga, optimización de las plantas compresoras para aumentar su capacidad en 30 MMPCD adicionales y mayor definición de las obras complementarias de las plantas. Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, el saldo de estas obras en progreso es, aproximadamente, $640 millones (Bs.F.1.376 millones) y $436 millones (Bs.F.938 millones), respectivamente.
(e) El proyecto Gasoducto Transcaribeño Antonio Ricaurte, se inició durante el año 2006 para el intercambio gasífero entre Venezuela y Colombia, y contempla seguir la ruta Puerto de Ballena, en Colombia, hasta la Costa Oriental del Lago de Maracaibo, en Venezuela, con una longitud aproximada de 225 kilómetros. La inversión total estimada al 31 de diciembre de 2008 y 2007 es de $659 millones (Bs.F.1.417 millones) y $473 millones (Bs.F.1.017 millones), respectivamente; la variación en la inversión total estimada con respecto al año anterior, corresponde principalmente al incremento en los costos para culminar las obras complementarias del Gasoducto. Los primeros cuatro años transportará gas desde Colombia hasta Venezuela y, posteriormente, desde Venezuela hacia Colombia. Durante el año 2008 se realizaron capitalizaciones parciales de los saldos invertidos durante los años 2008 y 2007. Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, el saldo de las obras en progreso es, aproximadamente, $100 millones (Bs.F.215 millones) y $461 millones (Bs.F.991 millones), respectivamente.
(f) El proyecto Complejo Criogénico de Occidente (CCO), tiene por objetivo optimizar el esquema de procesamiento del gas natural en la región occidental del país. La inversión total estimada al 31 de diciembre de 2008 y 2007 es de $1.437 millones (Bs.F.3.090 millones) y $926 millones (Bs.F.1.991 millones), respectivamente. Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, el saldo de la obras en progreso es, aproximadamente, $288 millones (Bs.F.619 millones) y $197 millones (Bs.F.423 millones), respectivamente.
(g) El Proyecto Gas Delta Caribe Oriental, comprende la construcción de una infraestructura en Güiria, Estado Sucre, para el desarrollo e industrialización del gas natural proveniente de la costa afuera oriental. La inversión total estimada al 31 de diciembre de 2008 y 2007 es de $8.559 millones (Bs.F.18.402 millones) y $8.523 millones (Bs.F.18.323 millones), respectivamente, y los ingresos del proyecto estarán constituidos por la venta de parcelas de uso industrial desarrolladas y dotadas de todos los servicios. En este complejo se recibirán las diferentes corrientes de gas provenientes de los proyectos de desarrollo de gas costa afuera nor-oriental, incluyendo Plataforma Deltana, Mariscal Sucre y otros, planificados a mediano y largo plazo. Estos volúmenes de gas serán destinados en primer lugar a abastecer los requerimientos del mercado interno venezolano y los planes nacionales de industrialización. Los volúmenes excedentes de gas serán exportados como Gas Natural Licuado (GNL). Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, el saldo de las obras en progreso es, aproximadamente, $360 millones (Bs.F.774 millones) y $170 millones (Bs.F.366 millones), respectivamente.
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(h) El proyecto Mariscal Sucre tiene como objetivo el desarrollo y explotación de las reservas de gas no asociado costa afuera. Actualmente, tiene como alcance en su primera etapa el desarrollo de tres campos de gas no asociado (Mejillones, Patao y Dragón) y un campo de líquidos condensados (Río Caribe), ubicados en el norte de la Península de Paria para la producción de hasta 1.200 MMPCND de gas y 18 MBD de condensado. La inversión total estimada al 31 de diciembre de 2008 y 2007 es de $7.080 millones (Bs.F.15.222 millones) y $2.700 millones (Bs.F.5.805 millones), respectivamente; la variación en la inversión total estimada con respecto al año anterior, corresponde principalmente a que en el año 2007, el desarrollo de los campos contemplaba la perforación de 8 pozos y actualmente el alcance es de 36 pozos. Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, el saldo de las obras en progreso es, aproximadamente, $731 millones (Bs.F.1.572 millones) y $136 millones (Bs.F.292 millones), respectivamente.
(i) El proyecto Jose 250, tiene por objeto incrementar la capacidad de procesamiento de gas asociado generado en los campos de San Joaquín, Jusepín y Pirital del oriente del país, a fin de satisfacer la demanda del mercado doméstico y el suministro de gas inyectado a los procesos de recuperación secundaria de los campos petroleros del norte del Estado Monagas. El proyecto consiste en la construcción de tres nuevas plantas de extracción líquida, una unidad de fraccionamiento, expansión del Terminal Marino del Condominio Jose, así como la construcción y expansión de tuberías para GNL. La inversión total estimada del proyecto es de $664 millones (Bs.F.1.428 millones) y se estima que el proyecto culmine en el año 2014. Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, el saldo de las obras en progreso es, aproximadamente, $250 millones (Bs.F.538 millones) y $77 millones (Bs.F.165 millones), respectivamente.
(j) El proyecto Integral Ceuta – Tomoporo, tiene como objetivo maximizar la recuperabilidad del valor de las reservas de crudo del campo Ceuta - Tomoporo en el occidente del país, el cual tiene reservas estimadas de 1.000 millones de barriles de petróleo crudo de 23,6° API. El costo total estimado del proyecto es $3.870 millones (Bs.F.8.321 millones), con un promedio de producción de petróleo crudo de 195 MBD, y se estima que el proyecto de desarrollo de estas reservas culmine en el año 2021. Al 31 de diciembre 2008 y 2007, el saldo de las obras en progreso es, aproximadamente, $519 millones (Bs.F.1.116 millones) y $379 millones (Bs.F.815 millones), respectivamente.
(k) El proyecto de Reemplazo Planta TJ1 tiene como objetivo soportar adecuadamente los niveles de producción de gas previstos en el plan de negocios para el área central de Tía Juana en el occidente del país, disminuir las mermas operacionales de gas, lograr ahorro de 44% en el consumo de gas combustible y disminuir los altos costos de operación y mantenimiento. La inversión total estimada al 31 de diciembre de 2008 y 2007 es de $270 millones (Bs.F.581 millones) y $180 millones (Bs.F.384 millones), respectivamente; la variación en la inversión total estimada con respecto al año anterior, corresponde principalmente a la inclusión de dos sistemas de control de secuencia y regulación para los nuevos módulos de compresión, un sistema de control para el módulo de deshidratación y procura adicional de materiales. Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, el saldo de las obras en progreso es, aproximadamente, $133 millones (Bs.F.286 millones) y $17 millones (Bs.F.36 millones), respectivamente.
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(l) El proyecto de Fraccionamiento Craqueo Catalítico (FCC) - Cardón, tiene por objetivo reemplazar el conjunto reactor/despojador de la unidad de FCC de la Refinería Cardón. Este proyecto permitirá implantar las tecnologías requeridas para garantizar la extensión de la vida útil de equipos críticos en la planta, mejorar la calidad de los productos y maximizar ingresos por el incremento de carga a la unidad de FCC lo cual, a su vez permitirá aprovechar al máximo la infraestructura existente. La inversión total estimada al 31 de diciembre de 2008 y 2007 es de $637 millones (Bs.F.1.370 millones) y $407 millones (Bs.F.875 millones), respectivamente y, se estima que culmine en el año 2009. La variación en la inversión total estimada con respecto al año anterior, corresponde principalmente al impacto económico presentado por el aumento de costos de procura de materiales por cambio en especificaciones. Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, el saldo de las obras en progreso es, aproximadamente, $513 millones (Bs.F.1.103 millones) y $324 millones (Bs.F.696 millones), respectivamente.
(m) El proyecto de Conversión Profunda en la Refinería Puerto La Cruz, tiene como objetivo maximizar la capacidad de procesamiento de crudos pesados y extra pesados para cubrir la demanda interna y exportar combustible. El proyecto consiste en el diseño, procura, construcción, instalación y puesta en servicio de unidades para procesar 210 MBD de petróleo crudo. La inversión total estimada al 31 de diciembre de 2008 y 2007 es de $6.506 millones (Bs.F.13.988 millones) y $1.600 millones (Bs.F.3.440 millones), respectivamente y, se estima que culmine en el año 2012. La variación en la inversión total estimada con respecto al año anterior, corresponde, principalmente, a la reubicación de la planta debido a insuficiencia de espacio físico lo que impacta en un mayor costo por nuevas interconexiones, aumento al alcance de ingeniería general y de construcción y al incremento en los costos de procura y labor. Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, el saldo de las obras en progreso es, aproximadamente, $400 millones (Bs.F.860 millones) y $129 millones (Bs.F.277 millones), respectivamente.
(n) El proyecto de Expansión Refinería El Palito, tiene como objetivo la adecuación de esta refinería para el procesamiento de 140 MBD de crudo pesado y extra pesado con mínima producción de residuales, garantizando la producción de productos livianos (gasolinas/destilados) con calidad de exportación, mejorar el margen de refinación en armonía con el ambiente y el entorno social de la instalación. Este proyecto está orientado hacia el aumento del procesamiento de crudo pesado y extra pesado en el parque refinador nacional y permitirá cambiar la dieta de la refinería de crudos de 28° API a 22° API. La inversión total estimada al 31 de diciembre de 2008 y 2007 es de $6.050 millones (Bs.F.13.008 millones) y $2.000 millones (Bs.F.4.299 millones), respectivamente. La variación en la inversión total estimada con respecto al año anterior, corresponde principalmente a que se definió un nuevo esquema de procesos para la conversión profunda. Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, el saldo de las obras en progreso es, aproximadamente, $111 millones (Bs.F.239 millones) y $33 millones (Bs.F.71 millones), respectivamente.
(o) El proyecto Gas Natural Vehicular (GNV), tiene por objetivo alcanzar el equilibrio socio - económico del país, a través del uso del gas. Durante el período 2006 - 2012, se contempla la reactivación de 141 puntos de expendios de GNV en estaciones de servicio (E/S) existentes, así como la construcción de 457 nuevos puntos de expendios. Adicionalmente, el programa incluye la conversión de 465.881 unidades de transporte público, privados y de entes gubernamentales. Con la puesta en marcha de este programa, se ahorrarán 29 MBD de gasolina en el consumo interno de
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combustible líquido, lo que permitirá incrementar las exportaciones de este producto. La inversión total estimada al 31 de diciembre de 2008 y 2007 es de $2.317 millones (Bs.F.4.982 millones) y $921 millones (Bs.F.1.981 millones), respectivamente. La variación en la inversión total estimada con respecto al año anterior, corresponde, principalmente, al incremento en la construcción de nuevos puntos y a la adquisición de unidades de transporte. Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, el saldo de las obras en progreso es, aproximadamente, $217 millones (Bs.F.467 millones) y $23 millones (Bs.F.49 millones), respectivamente.
(p) El proyecto de construcción y adquisición de buques, tiene por objetivo el diseño, procura, construcción y equipamiento de 42 buques tanqueros, orientados al transporte de crudo y productos refinados, que garanticen el cumplimiento de la política de diversificación de mercados, con la finalidad de fortalecer la flota propia en concordancia con el plan de negocios de la Compañía (Plan Siembra Petrolera). La primera fase contempla alianzas con empresas y astilleros ubicados en Argentina, Brasil e Irán, para la construcción de 16 buques tanqueros con una capacidad total aproximada de 6,8 millones de barriles, paralelamente con el desarrollo y modernización del astillero en Venezuela. La inversión total estimada al 31 de diciembre de 2008 y 2007 es de $1.131 millones (Bs.F.2.432 millones) y $1.115 millones (Bs.F.2.396 millones), respectivamente, y se estima culminar en el año 2013. Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, el saldo de las obras en progreso es, aproximadamente, $371 millones (Bs.F.798 millones) y $304 millones (Bs.F.654 millones), respectivamente.
(q) El proyecto Sistema Nor Oriental de Gas, contempla el diseño, procura, construcción y operación de un nuevo sistema de transporte de gas por el eje Barbacoa - Cumaná - Isla de Margarita en la zona nororiental de Venezuela, concebido como una extensión del sistema existente Anaco - Jose / Puerto La Cruz, el cual recibirá el gas en la Estación de Válvulas Barbacoa II (al norte del estado Anzoátegui) y permitirá su transporte para ser entregado al sector eléctrico del Estado Nueva Esparta y a nuevos distribuidores a establecerse en las regiones de Cumaná y en la Isla de Margarita. La inversión total estimada para este proyecto es de $2.162 millones (Bs.F.4.648 millones), y se estima culminar en el año 2014. Al 31 de diciembre 2008 y 2007, el saldo de las obras en progreso es $495 millones (Bs.F.1.064 millones) y $247 millones (Bs.F.531 millones), respectivamente.
(r) El proyecto Planta Termoeléctrica y Obras de Interconexión, tiene por objetivo incrementar la capacidad de generación y transmisión eléctrica en el occidente del país, para proyectos mayores como el Complejo Criogénico de Occidente y el Integral Ceuta-Tomoporo. El proyecto consiste en el diseño, procura, construcción, instalación y puesta en servicio de dos plantas de generación eléctrica de ciclo combinado, con capacidad para generar 500 millones de vatios (MW), en un primer módulo, y previsiones de expansión futura de 500 MW adicionales y obras de interconexión para 400.000, 230.000 y 115.000 voltios; lo cual permitirá transportar la energía desde el sitio de construcción de la planta hasta la Costa Oriental del Lago. La inversión total estimada de este proyecto es de $1.125 millones (Bs.F.2.419 millones). Durante el año 2008, este proyecto fue transferido a CADAFE. Al 31 de diciembre de 2007, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente de $176 millones (Bs.F.378 millones).
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(16) Inversiones en Afiliadas y Negocios Conjuntos
Las inversiones en afiliadas y entidades controladas de forma conjunta contabilizadas bajo el método de participación patrimonial, se resumen a continuación:
31 de diciembre de2008 2007 2008 2007 2008 2007Porcentaje de Participación patrimonialparticipación Dólares Bolívares Fuertes
% (en millones)
En el exterior:Estados Unidos de América:
Participación de CITGO en sus afiliadas (*) (*) 82 77 176 165 Chalmette Refining, L.L.C. (Chalmette Refining) (2) 50 50 406 440 873 949 Merey Sweeny, L.P. (Merey Sweeny) (2) 50 50 55 46 118 99 Islas Vírgenes - Hovensa L.L.C. (Hovensa) (2) 50 50 846 845 1.819 1.822
1.389 1.408 2.986 3.035 Alemania:
Ruhr Oel GmbH (ROG) (2) 50 50 191 200 411 430 Suecia:
Nynas AB (Nynas) (2) 50 50 185 226 398 487 Otras:
Afiliadas de PDVSA América, S.A.:PDV Cupet, S.A. (1) 49 49 - 95 - 204 Otras (*) (*) 32 2 69 4
Petrolera del Cono Sur, S.A. (1) 46 46 22 18 47 39 Afiliadas de Bitúmenes Orinoco, S.A. (BITOR) (*) (*) 5 5 11 11
1.824 1.954 3.922 4.210
En Venezuela:Propilenos de Falcón, C.A. (Profalca) (1) - 35 - 31 - 67 Quiriquire Gas, S.A. (1) 40 40 81 78 174 168 Gas Guárico, S.A. (1) 30 30 24 21 52 45 Otras (*) (*) 6 4 12 8
111 134 238 288
1.935 2.088 4.160 4.498
(1) Afiliadas.
(2) Entidades controladas de forma conjunta.
(*) Porcentajes de participación que oscilan entre 20% y 50% en varias afiliadas.
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A continuación se resume la información de las inversiones de PDVSA en afiliadas y entidades controladas de forma conjunta (en millones):
31 de diciembre de2008 2007 2008 2007
Dólares Bolívares Fuertes
Inversiones contabilizadas bajo el métodode participación patrimonial (véase la nota 30) 1.935 2.088 4.160 4.498
Participación patrimonial en resultados netos deafiliadas y entidades controladas de formaconjunta (véase la nota 30):
Operaciones continuas 153 732 329 1.576 Operaciones descontinuadas (véase la nota 10) 3 1 6 2
Desincorporación de afiliadas (véase la nota 10) (31) (115) (67) (247) Incorporación de nuevas afiliadas 73 - 157 - Dividendos recibidos de afiliadas y entidades
controladas de forma conjunta (369) (635) (793) (1.366) Efecto por consolidación de Petrozuata (véase
la nota 9-a) - (374) - (804) Inversiones, netas de efectos por conversión 18 (24) 30 (49)
Producto de la venta de la totalidad de las acciones de Proesca, durante el año 2008, se desincorporaron $31 millones (Bs.F.67 millones) que representaban el valor según libros de la inversión en Profalca (véase la nota 10).
Durante el año 2008, se adquirieron inversiones en nuevas afiliadas por $73 millones (Bs.F.157 millones), las cuales han sido contabilizadas de acuerdo con el método de participación patrimonial. La principal adquisición realizada por $64 millones (Bs.F.138 millones), corresponde a la compra del 49% de las acciones de Petrojam Limited. Con esta transacción, PDVSA obtuvo el poder para intervenir en las decisiones de políticas financieras y de operación de Petrojam Limited, sin llegar a tener el control absoluto ni el control conjunto en esta compañía.
Durante los años 2008 y 2007, la Compañía recibió dividendos por $369 millones (Bs.F.793 millones) y $635 millones (Bs.F.1.366 millones), respectivamente, provenientes principalmente de las afiliadas de CITGO, Hovensa, Nynas y una afiliada de PDVSA Gas.
Entre enero y febrero de 2007, CITGO vendió su participación de 6,8% y 15,8% en Explorer Pipeline Company y Colonial Pipeline Company, respectivamente. Por esta venta, CITGO recibió aproximadamente $756 millones en efectivo (Bs.F.1.625 millones) y reconoció una ganancia por la venta de esta inversión de $641 millones (Bs.F.1.378 millones), y se desincorporaron $115 millones (Bs.F.247 millones) de las inversiones en afiliadas.
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A continuación se presenta un resumen de la información financiera combinada de las afiliadas y entidades controladas de forma conjunta en el exterior y en Venezuela (en millones):
Dólares -
31 de diciembre de
Venezuela Exterior Total Venezuela Exterior Total
Situación financiera:Activo no corriente 180 5.631 5.811 1.003 5.716 6.719 Activo corriente 422 4.713 5.135 580 3.842 4.422 Pasivo no corriente (3) (2.635) (2.638) (940) (2.062) (3.002) Pasivo corriente (302) (4.223) (4.525) (282) (3.507) (3.789)
Patrimonio neto 297 3.486 3.783 361 3.989 4.350
Resultados de operacionesdel año:
Ventas 230 34.481 34.711 1.486 25.687 27.173 Ganancia operativa 113 1.214 1.327 680 1.943 2.623 Ganancia neta 79 275 354 132 1.284 1.416
20072008
Bolívares Fuertes –
31 de diciembre de2008 2007
Venezuela Exterior Total Venezuela Exterior Total
Situación financiera:Activo no corriente 387 12.107 12.494 2.156 12.290 14.446 Activo corriente 907 10.133 11.040 1.247 8.260 9.507 Pasivo no corriente (6) (5.665) (5.671) (2.021) (4.433) (6.454) Pasivo corriente (649) (9.079) (9.728) (606) (7.541) (8.147)
Patrimonio neto 639 7.496 8.135 776 8.576 9.352
Resultados de operacionesdel año:
Ventas 495 74.134 74.629 3.195 55.227 58.422 Ganancia operativa 243 2.610 2.853 1.432 4.178 5.610 Ganancia neta 170 591 761 285 2.761 3.046
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(17) Cuentas por Cobrar a Largo Plazo y Otros Activos
Las cuentas por cobrar a largo plazo y otros activos comprenden lo siguiente (en millones):
31 de diciembre de2008 2007 2008 2007
Dólares Bolívares Fuertes
Otros 339 504 732 1.085 Edificaciones usadas por entes gubernamentales
(véase la nota 30) 56 82 120 177 Plusvalía (véase la nota 11) 301 - 646 - Cuentas por cobrar a largo plazo a entidades
relacionadas (véase la nota 30) 1.489 1.697 3.201 3.649Cuentas por cobrar a largo plazo - convenios
energéticos (véanse las notas 9-e y 30) 822 979 1.767 2.104Entes ejecutores del FONDESPA
(veánse las notas 18 y 30) 534 836 1.148 1.798Materiales y suministros (véase la nota 19) 16 69 34 148
3.557 4.167 7.648 8.961
Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, la Compañía determinó y ajustó a su valor razonable, los saldos por cobrar a cada uno de los entes ejecutores de los programas y proyectos; así como también, las cuentas por cobrar a largo plazo por convenios energéticos, reconociendo pérdidas por $516 millones (Bs.F.1.108 millones) y $446 millones (Bs.F.961 millones), respectivamente, que se incluyen en los estados consolidados de resultados en el rubro de ingresos (gastos) financieros, neto (véase la nota 13).
Al 31 de diciembre de 2008 se incluyen en otros activos $116.279 (Bs.F.250.000) correspondientes a 25% de las acciones de CORPOELEC adquiridas por PDVSA. Esta inversión se encuentran registrada al costo, ya que la Gerencia considera que carece del poder necesario para intervenir en las decisiones de política financiera y de operación de esta compañía (véase la nota 33-f).
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81 (Continúa)
A continuación se muestra un resumen de los ajustes al valor razonable al 31 de diciembre de 2008 y 2007 (en millones):
Dólares –
Valor Valor Ajuste al valor razonablecontractual razonable acumulado del año
31 de diciembre de 2008:
Entes ejecutores del FONDESPA 2.213 534 1.679 320 Cuentas por cobrar a largo plazo -
convenios energéticos 1.973 822 1.151 196 4.186 1.356 2.830 516
31 de diciembre de 2007:
Entes ejecutores del FONDESPA 2.195 836 1.359 126 Cuentas por cobrar a largo plazo -
convenios energéticos 1.934 979 955 320 4.129 1.815 2.314 446
Bolívares Fuertes -
Valor Valor Ajuste al valor razonablecontractual razonable acumulado del año
31 de diciembre de 2008
Entes ejecutores del FONDESPA 4.758 1.148 3.610 688 Cuentas por cobrar a largo plazo -
convenios energéticos 4.242 1.767 2.475 420 9.000 2.915 6.085 1.108
31 de diciembre de 2007:
Entes ejecutores del FONDESPA 4.720 1.798 2.922 271 Cuentas por cobrar a largo plazo -
convenios energéticos 4.159 2.104 2.055 690 8.879 3.902 4.977 961
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(18) Efectivo Restringido
El efectivo restringido comprende lo siguiente (en millones):
31 de diciembre de2008 2007 2008 2007
Dólares Bolívares Fuertes
Fideicomisos suscritos con el Banco de Desarrollo Económico y Social de Venezuela (BANDES), paraprogramas y proyectos sociales (véase la nota 30):
Fondo para el Desarrollo Económico y Social del País (FONDESPA) 634 686 1.363 1.476
Convenio Integral de Cooperación con la República Argentina (véase la nota 9-e) 59 12 127 27
693 698 1.490 1.503
Fondo para la Estabilización Macroeconómica (FEM) (véase la nota 30) 825 805 1.774 1.731
Fideicomiso suscrito con Banfoandes, Banco Universal, C.A. (BANFOANDES), para la construcción y acondicionamiento de módulos asistenciales para la Misión Barrio Adentro (véase la nota 30) 12 14 26 29
Fondos para los proyectos de crudo extrapesado en la Faja Petrolífera del Orinoco (véanse las notas 9-a y 29) 342 1.728 735 3.714
Acuerdo de Cooperación Energética de Caracas suscrito con la República Oriental del Uruguay (véase la nota 9-e) - 1 - 3
Cartas de crédito (véase la nota 29) 100 - 215 - Cuenta de liquidez de CITGO (véase la nota 23) 146 50 314 107 Otros 2 2 4 3
2.120 3.298 4.558 7.090 Menos, porción corriente 347 1.555 746 3.341
Porción no corriente 1.773 1.743 3.812 3.749
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31 de diciembre de 2008 y 2007
83 (Continúa)
Fideicomisos en el BANDES
Con base en la nueva responsabilidad social que corresponde a PDVSA, se han constituido los siguientes fideicomisos con el BANDES para atender básicamente programas y proyectos sociales, obras, bienes y servicios destinados al desarrollo de infraestructura, actividad agrícola, vialidad, salud y educación en el país:
a) FONDESPA, aprobado en Asamblea de Accionista de fecha 23 de enero de 2004, constituido en dólares y conformado por los ingresos extraordinarios provenientes de la exportación de petróleo crudo y sus productos que excedieron el precio promedio presupuestado por barril, netos de regalías, impuestos y otros gastos directos, en los años 2004, 2005 y 2006. Este fondo no recibió aportes durante los años 2008 y 2007.
b) Convenio Integral de Cooperación con la República Argentina, producto de la firma del Convenio Integral de Cooperación entre la República Bolivariana de Venezuela y la República Argentina, en reunión de Junta Directiva de PDVSA, efectuada el 15 de julio de 2004, se aprobó la constitución de este fideicomiso en dólares. Dicho fideicomiso estará conformado por las cantidades de dinero y títulos valores provenientes de la cobranza a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA), empresa energética estatal Argentina, por las ventas de petróleo crudo y sus productos que PDVSA efectúe de acuerdo con el convenio (véase la nota 9-e). Los fondos estarán restringidos para efectuar pagos a las empresas ubicadas en la República Argentina por las importaciones de bienes y servicios provenientes de ese país. Durante los años 2008 y 2007, se efectuaron aportes a este fideicomiso por $199 millones (Bs.F.428 millones) y $101 millones (Bs.F.217 millones), respectivamente.
Las operaciones relacionadas con el FONDESPA son controladas y reflejadas en los estados financieros consolidados a través de la filial CVP. Las asignaciones a los entes ejecutores de los proyectos son contabilizados por CVP como cuentas por cobrar a largo plazo (véanse las notas 17 y 30), o como egresos, en la medida que se efectúan los desembolsos de acuerdo con las condiciones establecidas en los respectivos contratos. Un resumen de la información financiera en el FONDESPA, comprende lo siguiente (en millones):
2008 2007 2008 2007
Activos:Efectivo 634 686 1.363 1.476 Cuentas por cobrar a largo plazo, netas
(véase la nota 17) 534 836 1.148 1.798 Total activos 1.168 1.522 2.511 3.274
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Dólares Bolívares Fuertes
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84 (Continúa)
2008 2007 2008 2007
Aportes:Aportes efectuados acumulados 4.229 4.229 9.092 9.092 Resultado acumulado al inicio del año (2.707) (2.423) (5.818) (5.209)Resultados del año (354) (284) (763) (609)
Resultado acumulado al final del año (3.061) (2.707) (6.581) (5.818) Total aportes netos (1.893) (1.185) (4.070) (2.544)
Resultados de operaciones:Intereses ganados 27 39 57 86 Comisiones y gastos, netos (1) (2) (2) (5) Aportes y contribuciones para el desarrollo social
(véase la nota 30) (60) (195) (130) (419) Ajuste al valor razonable de las cuentas por
cobrar a largo plazo (véase la nota 17) (320) (126) (688) (271) Resultado neto de operaciones (354) (284) (763) (609)
Años terminados el 31 de diciembre de
Dólares Bolívares Fuertes
Fondo para la Estabilización Macroeconómica (FEM)
En noviembre de 2003, el Gobierno Nacional constituyó el FEM, con el objetivo de promover la estabilidad de los gastos del Estado en los niveles nacional, estadal y municipal, frente a las fluctuaciones de los ingresos ordinarios. De acuerdo con la Ley, PDVSA realizó aportes en dólares hasta el año 2003 sobre la base de los ingresos adicionales de origen petrolero, determinados por 50% de la diferencia en exceso entre los ingresos por exportación de petróleo crudo y sus productos y el promedio de dichos ingresos recaudados en los últimos tres años calendario, después de deducir los impuestos relacionados con tales ingresos. La Ley y sus reformas no han previsto aportes adicionales desde el año 2004.
Los recursos del FEM pueden ser usados en caso de suceder una disminución en los ingresos fiscales, cualquiera sea su origen, con relación al promedio de dichos ingresos recaudados en los últimos tres años calendario o en caso de estado de emergencia económica decretado de conformidad con la Constitución de la República Bolivariana de Venezuela. Para el retiro de los recursos del FEM por parte de las entidades titulares, se informará a la Comisión Permanente de Finanzas de la Asamblea Nacional; así como también, a la Contraloría General de la República, y se iniciará el respectivo trámite descrito en la Ley.
Durante 2008 y 2007, este fondo originó ingresos financieros por $20 millones (Bs.F.43 millones) y $39 millones (Bs.F.84 millones) respectivamente, que se incluyen en los estados consolidados de resultados en el rubro de ingresos financieros (véase la nota 13).
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85 (Continúa)
Fideicomiso suscrito con BANFOANDES, para la Construcción y Acondicionamiento de Módulos Asistenciales para la Misión Barrio Adentro
El 24 de marzo de 2005, la Junta Directiva de PDVSA aprobó la constitución de un fideicomiso entre Palmaven, S.A. (filial de PDVSA) y BANFOANDES. Dicho fideicomiso se creó el 20 de junio de 2005 y está destinado a la creación de 1.000 módulos de asistencia médica para la Misión Barrio Adentro. Este fideicomiso fue constituido con un aporte inicial de $23 millones (Bs.F.49 millones) y tendrá una duración de un año, prorrogable automáticamente, por períodos iguales (véase la nota 30). Durante los años 2008 y 2007 este fideicomiso no recibió aportes adicionales de PDVSA.
Fondos para los Proyectos de Crudo Extrapesado en la Faja Petrolífera del Orinoco
Al 31 de diciembre de 2008, el efectivo restringido incluye principalmente $300 millones (Bs.F.645 millones) depositados en cuentas de PDVSA Cerro Negro en los Estados Unidos de América; los cuales están afectados por una medida de embargo (véase la nota 29). Al 31 de diciembre de 2007, estos fondos corresponden a montos depositados en instituciones financieras en el exterior, restringidos para cumplir compromisos relacionados con el financiamiento recibido para el desarrollo de los proyectos de producción y mejoramiento del crudo extrapesado de la Faja Petrolífera del Orinoco (véase la nota 9-a).
A continuación un detalle de los fondos restringidos al 31 de diciembre de 2008 y 2007 (en millones):
2008 2007 2008 2007
Petrozuata 18 656 39 1.410 Proyecto Hamaca - 260 - 558 Proyecto Sincor 13 448 27 963 Proyecto Cerro Negro 311 364 669 783
342 1.728 735 3.714 Menos porción no corriente 301 230 647 496 Porción corriente 41 1.498 88 3.218
31 de diciembre de
Dólares Bolívares Fuertes
Acuerdo de Cooperación Energética suscrito con la República Oriental del Uruguay
Como resultado de este acuerdo, suscrito en el año 2005, PDVSA se compromete a suministrar petróleo crudo, productos refinados y gas licuado de petróleo (GLP) a la República Oriental del Uruguay (véase la nota 9-e). Durante el año 2005, se efectuó un aporte inicial por $44 millones (Bs.F.95 millones) en una cuenta de una institución financiera ubicada en la República Oriental del Uruguay, en la cual serán depositadas las cobranzas a la Administradora Nacional de Combustibles, Alcohol y Portland (ANCAP), empresa petrolera de la República Oriental del Uruguay, provenientes de las ventas relacionadas con este acuerdo. Estos fondos están restringidos para realizar pagos a las empresas ubicadas en la República Oriental del Uruguay, por las importaciones de bienes y servicios provenientes de ese país. Durante los años 2008 y 2007, se efectuaron aportes a este fondo por $5 millones (Bs.F.11 millones) y $24 millones (Bs.F.52 millones), respectivamente (véanse las notas 9-e y 30).
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Cartas de Crédito
En agosto de 2008, fueron colocados $100 millones (Bs.F.215 millones) en un banco europeo a los fines de garantizar el proyecto de ingeniería, procura y construcción (IPC) para la Central Eléctrica Bachaquero – Tamare contratada al Consorcio Man Ferrostaal – Koch. La inversión total estimada de este proyecto alcanza $420 millones (Bs.F.903 millones).
Cuenta de Liquidez de CITGO
Corresponde a la “cuenta de liquidez”, cuya constitución se encuentra establecida en el convenio suscrito con las instituciones financieras para la emisión de bonos y otorgamientos de préstamos, la cual está integrada por efectivo y depósitos a plazos, incluyendo los intereses devengados sobre estos montos.
(19) Inventarios
A continuación se presenta un resumen de los inventarios (en millones):
31 de diciembre de2008 2007 2008 2007
Dólares Bolívares FuertesMateriales y suministros, neto 1.467 1.011 3.154 2.172 Petróleo crudo y sus productos 6.210 7.528 13.351 16.185Productos alimenticios y otros de consumo
masivo, neto 1.017 - 2.187 -
8.694 8.539 18.692 18.357 Menos materiales y suministros
clasificados en otros activosno corrientes (véase la nota 17) 16 69 34 148
8.678 8.470 18.658 18.209
La Compañía ajustó a su valor neto de realización, los inventarios de petróleo crudo y productos por $1.359 millones (Bs.F.2.922 millones) y, los productos alimenticios y otros de consumo masivo en $52 millones (Bs.F.112 millones), los cuales fueron incluidos en los costos y gastos en el estado consolidado de resultados por el año terminado el 31 de diciembre de 2008. Durante el año terminado el 31 de diciembre de 2007, no se generó ajuste alguno por valor neto de realización.
Al 31 de diciembre de 2008, el monto de los inventarios de petróleo crudo y sus productos, y productos alimenticios y otros de consumo masivo valorados a su valor neto de realización es de $3.887 millones (Bs.F.8.336 millones) y $279 millones (Bs.F.600 millones), respectivamente.
Al 31 de diciembre de 2008, los inventarios de materiales y suministros, y de productos alimenticios y otros de consumos masivo, incluyen una estimación por obsolescencia de $33 millones (Bs.F.71 millones) y $141 millones (Bs.F.303 millones), respectivamente.
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87 (Continúa)
(20) Documentos y Cuentas por Cobrar
Los documentos y cuentas por cobrar incluyen lo siguiente (en millones):
31 de diciembre de2008 2007 2008 2007
Dólares Bolívares Fuertes
Empresas y entidades relacionadas (véase la nota 30) 2.797 2.824 6.013 6.072
Otras cuentas por cobrar 595 624 1.279 1.342 Cuentas por cobrar a empresas de
seguro 401 348 862 748 Cuentas por cobrar a los inversionistas minoritarios - 124 - 267 Gastos reembolsables 17 353 37 759 Comerciales 7.393 7.102 15.895 15.269
11.203 11.375 24.086 24.457 Menos, estimación para cuentas
de cobro dudoso 393 150 845 323 10.810 11.225 23.241 24.134
La exposición a los riesgos de crédito relacionadas con los documentos y cuentas por cobrar se presentan en la nota 27.
(21) Gastos Pagados por Anticipado y Otros Activos
Los gastos pagados por anticipado y otros activos incluyen lo siguiente (en millones):
31 de diciembre de2008 2007 2008 2007
Dólares Bolívares Fuertes
Otros activos 286 385 616 827 Activos derivados (véanse las notas 7 y 27) 274 39 589 84 Valores negociables (véase la nota 27) 256 317 550 682 Seguros pagados por anticipado 287 157 617 338 Anticipo a proveedores y contratistas 2.333 723 5.016 1.554 Impuesto sobre la renta pagado en exceso
(véase nota 30) 5.893 6.100 12.669 13.1159.329 7.721 20.057 16.600
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88 (Continúa)
El pago de las declaraciones estimadas de impuesto sobre la renta de algunas filiales venezolanas durante los años 2008 y 2007, resultó en un exceso por $4.202 millones (Bs.F.9.034 millones) y $3.860 millones (Bs.F.8.300 millones), respectivamente, con respecto a la declaración definitiva de rentas. Durante el año 2008, se utilizaron $1.332 millones (Bs.F.2.864 millones) provenientes del exceso pagado en el año 2007 para compensar el impuesto corriente pagado. El saldo de impuesto pagado en exceso por $5.893 millones (Bs.F.12.669 millones) será aprovechado para el pago de declaraciones de impuestos futuras. Adicionalmente, el impuesto sobre la renta pagado en exceso incluye $3.200 millones (Bs.F.6.880 millones) correspondientes al impuesto sobre la renta por pagar determinado al 31 de diciembre de 2008.
(22) Patrimonio
Capital Social
De acuerdo con el Acta Constitutiva - Estatutos de Petróleos de Venezuela, S.A., el valor nominal del capital social es de Bs.F.1.280 millones correspondientes a 51.204 acciones. Según lo establecido en la Ley, las acciones no pueden ser enajenadas ni gravadas en forma alguna (véase la nota 1).
Reservas
La reserva legal es un requisito para las empresas venezolanas. De acuerdo con las leyes venezolanas la reserva legal no puede ser distribuida como dividendos.
Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, las otras reservas incluyen principalmente, reservas para la realización de activos por impuesto sobre la renta diferido por $7.725 millones (Bs.F.16.609 millones) y $124 millones (Bs.F.267 millones), respectivamente.
En Asamblea de Accionista realizada el 30 de diciembre de 2007, con base en un análisis efectuado por la gerencia, se decidió transferir una parte del saldo de la reserva para activos por impuesto sobre la renta diferido de $1.908 millones (Bs.F.4.106 millones) a las ganancias acumuladas.
Transferencia del Ajuste Acumulado por Traducción en Bolívares Fuertes
En la Asamblea de Accionista realizada el 30 de diciembre de 2007, se decidió transferir a las correspondientes cuentas del patrimonio el ajuste acumulado por traducción determinado al 31 de diciembre de 2005, el cual resultó del proceso de preparación de los estados financieros consolidados en bolívares fuertes. Este ajuste a los valores históricos, previamente reconocidos, se efectuó para incorporar las correcciones monetarias que surgieron del proceso de traducción, con la finalidad de reflejar en las cuentas de patrimonio saldos más acordes con la realidad económica y financiera actual de la Compañía.
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A continuación se presenta un detalle de las cuentas y saldos afectados (en millones de bolívares fuertes):
31 de diciembre de 2005Valores Valores Ajuste Acumulado
Históricos Ajustados por traducción
Capital social 1.280 84.052 82.772 Reservas legales y otras 5.158 18.974 13.816 Ganancias (pérdidas) acumuladas 41.643 (1.946) (43.589) Intereses minoritarios 47 174 127
48.128 101.254 53.126
Dividendos
Los dividendos en efectivo al Accionista son decretados y pagados en bolívares fuertes con base en los estados financieros estatutarios que reflejan ganancias acumuladas.
Durante los años 2008 y 2007, se decretaron y pagaron dividendos en efectivo por $2.000 millones (Bs.F.4.300 millones) y $2.658 millones (Bs.F.5.715 millones), respectivamente.
Aporte Adicional del Accionista
En diciembre de 2008, PDVSA recibió del FONDEN, $5.000 millones (Bs.F.10.750 millones) para apoyar el financiamiento de actividades no petroleras realizadas por la compañía durante los años 2008 y 2007. De esta cantidad, $2.395 millones (Bs.F.5.149 millones) fueron utilizados para compensar las cuentas por cobrar a entidades relacionadas por concepto de préstamos otorgados por PDVSA a estas empresas para el desarrollo de proyectos en el sector eléctrico y petroquímico. El monto restante de $2.605 millones (Bs.F.5.601 millones), se incluyó en el patrimonio consolidado como un Aporte Adicional del Accionista y corresponden a los reintegros de los desembolsos realizados previamente por PDVSA para la adquisición de compañías y el desarrollo de actividades enmarcadas dentro del plan de seguridad alimentaria de la Nación y reorganización del sector eléctrico.
Durante el año 2008, el Aporte Adicional del Accionista incluye $6.361 millones (Bs.F.13.675 millones) correspondiente a los activos netos incorporados durante la constitución de las nuevas empresas conformadas como resultado del proceso de migración a empresas mixtas de los convenios de asociación de la Faja Petrolífera del Orinoco y de los Convenios de Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas (véase la nota 9-a).
Durante el año 2007, el Aporte Adicional del Accionista aumentó en $93 millones (Bs.F.201 millones) correspondientes a las contribuciones en propiedades, plantas y equipos realizadas para la constitución de las empresas mixtas Lagopetrol, S.A. y Petrodelta, S.A. y se disminuyó en $223 millones (Bs.F.479 millones) producto del análisis efectuado por la gerencia de la Compañía, con base a nueva información obtenida, relacionada con el valor de los activos aportados inicialmente para la constitución de las empresas mixtas (véase la nota 9-b). Producto de este análisis, se disminuyó la participación del inversionista minoritario en $150 millones (Bs.F.322 millones).
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Intereses minoritarios
Los intereses minoritarios que se muestran en los estados consolidados de movimiento de las cuentas de patrimonio, corresponden a la participación de los inversionistas minoritarios en el patrimonio y resultados consolidados por los años terminados el 31 de diciembre de 2008 y 2007. Durante el año 2008, las empresas mixtas decretaron y pagaron dividendos por $1.568 millones (Bs.F.3.370 millones), de los cuales $609 millones (Bs.F.1.309 millones) corresponden a los inversionistas minoritarios. Adicionalmente, los inversionistas minoritarios de las empresas mixtas efectuaron un aporte adicional de capital de trabajo por $25 millones (Bs.F.54 millones).
Durante el año 2008, las empresas mixtas otorgaron anticipos a los inversionistas minoritarios a cuenta de dividendos por $344 millones (Bs.F.740 millones).
Durante el año 2007, las empresas mixtas decretaron y pagaron dividendos por $974 millones (Bs.F.2.095 millones), de los cuales $379 millones (Bs.F.814 millones) corresponden a los inversionistas minoritarios. Adicionalmente, los inversionistas minoritarios de las empresas mixtas efectuaron un aporte adicional de capital de trabajo por $3 millones (Bs.F.6 millones).
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91 (Continúa)
(23) Deuda Financiera
La deuda financiera consolidada de PDVSA, se distribuye de la siguiente manera (en millones):
31 de diciembre de2008 2007 2008 2007
Dólares Bolívares FuertesBonos:
PDVSA 7.500 7.500 16.125 16.125CITGO 648 622 1.393 1.337 Petrozuata 13 800 28 1.720 PDVSA Cerro Negro 4 - 8 -
8.165 8.922 17.554 19.182 Préstamos:
PDVSA 3.305 3.746 7.106 8.054 CITGO 1.123 637 2.415 1.370 Petrozuata - 177 - 381 PDVSA Virgin Island (PDVSA VI) 15 76 32 163 Bariven - 3 - 6
4.443 4.639 9.553 9.974 Líneas de crédito:
PDVSA 1.156 1.124 2.485 2.417 CITGO 413 1.080 888 2.322 Petrocedeño 309 236 665 508
1.878 2.440 4.038 5.247
Facilidades de crédito - CITGO 39 - 84 -
Pagarés bancarios:Tropigas - 5 - 11 Productos La Fina 6 - 13 - Lácteos Los Andes 1 - 2 -
7 5 15 11 Arrendamientos financieros:
CITGO 30 36 65 77 PDVSA Gas 355 385 763 828 Refinería Isla (Curazao) 175 183 376 393 INTEVEP 3 1 6 2
563 605 1.210 1.300
15.095 16.611 32.454 35.714
Menos, porción corriente de deuda financiera 1.677 2.977 3.604 6.401 Porción no corriente 13.418 13.634 28.850 29.313
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La deuda financiera consolidada consiste en lo siguiente (en millones):
31 de diciembre de2008 2007 2008 2007
Dólares Bolívares Fuertes
PDVSA (Casa Matriz):
Bonos no garantizados, con vencimientos en los años 2017, 2027 y 2037, por$3.000 millones, $3.000 millones y $1.500 millones y con intereses anualespagaderos semestralmente de 5,25%, 5,375% y 5,50%, respectivamente 7.500 7.500 16.125 16.125
Préstamos garantizados, otorgados por agencias gubernamentales de exportación e instituciones financieras, con interés anual variable LIBOR más 1,13% y vencimiento en el año 2022 3.094 3.327 6.652 7.153
Certificados de inversión emitidos con tasa de rendimiento anual de 6,20% y vencimiento en 90 días renovables (véase la nota 34-e) 1.156 - 2.485 -
Préstamos garantizados, otorgados por agencias gubernamentales de exportación e instituciones financieras, denominado en yenes, con interés anual variable entre1,70% y 2,30%, y vencimiento en el año 2012 208 213 447 458
Línea de crédito rotativa, no garantizada, con interés variable LIBOR más 1,15%, yvencimiento en el año 2008 prorrogable - 1.124 - 2.417
Préstamos garantizados, otorgados por agencias gubernamentales de exportación e instituciones financieras, con interés anual variable LIBOR más 0,5% y vencimiento en el año 2008 - 200 - 430
Préstamo no garantizado, con interés anual variable LIBOR más 4,5% yvencimiento en el año 2010 3 6 7 13
11.961 12.370 25.716 26.596
CITGO:
Préstamo garantizado, con interés variable LIBOR más 137,5 puntos bases o 1,84% en 2008 y 6,45% en 2007, y vencimiento en el año 2012 612 637 1.316 1.370
Facilidad de crédito, con interés LIBOR más 1,75% y vencimiento en el año 2008 - 1.000 - 2.150
Facilidad de crédito, garantizada con cuentas por cobrar, con interés variable basado en papeles comerciales (A1/P1) entre 1,37% y 3,40% , y vencimiento en el año 2009 39 - 84 -
Préstamo garantizado con interés LIBOR más 2% y vencimiento en el año 2012 511 - 1.099 - Bonos exentos de impuesto, con interés anual variable y fijo entre 2% y 8%
para 2008 y 2007; garantizados con cartas de crédito y vencimientohasta el año 2043 588 562 1.264 1.208
Línea de crédito rotativa garantizada, con interés anual de 3,25% en 2008 y 7,25% en 2007, y vencimiento en el año 2010 413 80 888 172
Bonos sujetos a impuesto, garantizados con cartas de crédito, con interés promediode 3,15% en 2008 y 5,90% en 2007, y vencimiento en el año 2026 60 60 129 129
Pasivos por arrendamientos financieros 30 36 65 77
2.253 2.375 4.845 5.106
Van, 14.214 14.745 30.561 31.702
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31 de diciembre de 2008 y 2007
93 (Continúa)
31 de diciembre de2008 2007 2008 2007
Dólares Bolívares Fuertes
Vienen, 14.214 14.745 30.561 31.702
Petrozuata (véase la nota 9-a):Préstamo garantizado con interés anual variable, entre LIBOR más 1,25%
y 1,50%, con vencimiento entre los años 2009 y 2011 - 177 - 381 Bonos garantizados, con interés entre 7,63% y 8,37% anual,
y vencimientos entre los años 2009, 2017 y 2022 13 800 28 1.720
13 977 28 2.101 PDVSA Gas:
Pasivos por arrendamientos financieros, denominados en bolívares fuertes 355 385 763 828
Petrocedeño:Línea de crédito garantizada, con interés anual variable entre LIBOR más 2,25%
y 2,75%; y vencimiento en el año 2012 309 - 665 - Línea de crédito garantizada, con interés anual variable
entre LIBOR más 5,53% y 6,97% y vencimiento en el año 2012 - 236 - 508
309 236 665 508
Refinería Isla:Pasivos por arrendamientos financieros 175 183 376 393
PDVSA VI:Préstamo garantizados por PDVSA y la participación accionaria en Hovensa, L.L.C.,
con interés anual de 8,46%, y vencimiento en el año 2009 15 76 32 163
Tropigas:Pagarés de Tropigas, S.A.C.A., con interés anual de 17,67% y con vencimiento
en el año 2008, y denominados en bolívares fuertes - 5 - 11
PDVSA Cerro Negro:Bonos garantizados, con interés entre 7,33% y 8,03%,
y vencimientos en los años 2009 y 2028, respectivamente 4 - 8 -
Productos La Fina:Pagarés con diferentes instituciones financieras en el país, con intereses anuales
entre 16% y 19%, con vencimientos durante el año 2009 y denominados en bolívares fuertes 6 - 13 -
INTEVEP:Pasivos por arrendamientos financieros denominados en bolívares fuertes 3 1 6 2
Bariven:Préstamos garantizados, otorgados por agencias gubernamentales
de exportación e instituciones financieras, con interés anualvariable y fijo entre 6,13% y 7,69%, y vencimiento en el año 2008 - 3 - 6
Lácteos Los Andes:Pagarés con interés variable anual entre 15% y 18,85%, y vencimientos entre
los años 2009 y 2010, denominados en bolívares fuertes 1 - 2 -
15.095 16.611 32.454 35.714
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94 (Continúa)
Los vencimientos de la porción no corriente de la deuda financiera consolidada, al 31 de diciembre de 2008, son los siguientes (en millones):
BolívaresDólares Fuertes
Años - (En millones)
2010 878 1.888 2011 579 1.245
1.238 2.661 2013 937 2.016 Años restantes 9.786 21.040
13.418 28.850
2012
La deuda financiera consolidada está denominada en dólares, excepto las deudas en yenes y en bolívares fuertes indicadas anteriormente.
PDVSA (Casa Matriz)
Entre enero y febrero de 2007, se aprobó la emisión de la oferta pública de bonos, hasta por $7.500 millones (Bs.F.16.125 millones) con vencimientos a 10, 20 y 30 años (2017, 2027 y 2037), y serán pagados en dólares a su vencimiento. Esta emisión fue dirigida y regulada por el BCV, y quedó exceptuada del ámbito de aplicación de la Ley de Mercados de Capitales de Venezuela, en virtud del carácter de empresa estatal que tiene PDVSA. El cupón de rendimiento de los bonos emitidos es de 5,25%, 5,375% y 5,50% anual, para los vencimientos a 10, 20 y 30 años, respectivamente. Los bonos por pagar son reconocidos inicialmente al valor razonable, ajustado por los costos incurridos en la transacción y, posteriormente, son contabilizados a su costo amortizado; cualquier diferencia entre el valor razonable ajustado y el valor de redención, es reconocida en el estado consolidado de resultados durante el período del financiamiento, utilizando el método de interés efectivo. En la emisión combinada de estos bonos se generó una prima de 5,5%, la cual alcanzó $413 millones (Bs.F.887 millones) (véase la nota 25) y durante el año 2008, fueron amortizados $10 millones (Bs.F.21 millones) que se incluyen en el estado consolidado de resultados. Los bonos serán pagados en dólares a su vencimiento.
Entre el 12 de abril y el 10 de mayo de 2007, se completó el proceso de emisión de los bonos, alcanzándose la colocación de los $7.500 millones (Bs.F.16.125 millones) ofertados. Asimismo, el 12 de abril de 2007, fue publicado el Decreto Nº 5.282 que establece la exoneración del pago de impuesto sobre la renta a los enriquecimientos obtenidos por los tenedores, provenientes de esta colocación.
En febrero de 2007 un grupo de bancos, liderados por el Japan Bank for Internacional Cooperation (JBIC) aprobó el otorgamiento de un préstamo a la Compañía por $3.500 millones (Bs.F.7.525 millones). Este préstamo con vencimiento a 15 años, causará intereses a una tasa equivalente a LIBOR más 1,13%, e incluye opciones de pago en efectivo o mediante la entrega de petróleo crudo y productos a precios de mercado, sujeto a un acuerdo de cantidades mínimas, revisadas cada tres años. Durante el año 2008, la Compañía ha efectuado pagos por $233 millones (Bs.F.501 millones). Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, la Compañía mantiene un saldo de $3.094 millones (Bs.F.6.652 millones) y $3.327 millones (Bs.F.7.153 millones), respectivamente.
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95 (Continúa)
En diciembre de 2008, PDVSA pagó el monto total de la línea de crédito que poseía con un grupo de bancos liderados por el BNP Paribas, por $1.156 millones (Bs.F.2.485 millones), contratada originalmente en el año 2007 por $1.124 millones (Bs.F.2.417 millones), la cual había sido extendida por un año adicional el 25 de enero de 2008, y causó intereses a una tasa LIBOR más 150 puntos base.
En diciembre de 2008, PDVSA emitió a favor del BANDES y el Banco del Tesoro, C.A. Banco Universal, certificados de inversión por $1.156 millones (Bs.F.2.485 millones) a una tasa de rendimiento de 6,20% anual, con vencimiento a 90 días renovables por períodos iguales (véase la nota 34-e).
CITGO
El 15 de noviembre de 2005, CITGO se comprometió con una facilidad de crédito preferencial garantizada por $1.850 millones (Bs.F.3.978 millones), conformada por una facilidad de crédito rotativo de 5 años por $1.150 millones (Bs.F.2.473 millones) y un préstamo de $700 millones (Bs.F.1.505 millones) con plazo de 7 años, a una tasa variable LIBOR más 137,5 puntos básicos. La facilidad de crédito está garantizada por la participación de CITGO en sus refinerías de Lake Charles, en Louisiana, y de Corpus Christi, en Texas; sus cuentas por cobrar comerciales y sus inventarios; además, está sujeta a convenios típicos para este financiamiento garantizado. El 17 de diciembre de 2007, CITGO modificó esta facilidad de crédito para incorporar el pago de la garantía de un préstamo puente a seis meses por $1.000 millones (Bs.F.2.150 millones). Este préstamo a corto plazo se acordó con un sindicato de bancos liderado por el BNP Paribas y el UBS, y venció el 17 de junio de 2008. El costo de contratación de este financiamiento por $22 millones (Bs.F.47 millones) fue amortizado durante el plazo del préstamo. CITGO tiene la opción de elegir entre: (i) la mayor de la tasa premium o la tasa de los fondos federales más un margen de 0,5%; o (ii) la tasa LIBOR ajustada más el margen que aplica para el caso. Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, el saldo de esta deuda es de $612 millones (Bs.F.1.316 millones) y $637 millones (Bs.F.1.370 millones), respectivamente.
En junio de 2008, CITGO pagó la facilidad de crédito que mantenía por $1.000 millones (Bs.F.2.150 millones), con tasa de interés LIBOR más 1,75%. Para pagar esta facilidad de crédito, CITGO obtuvo los siguientes financiamientos:
El 12 de junio de 2008, un grupo de bancos liderados por el BNP Paribas aprobó una facilidad de crédito por $450 millones (Bs.F.968 millones), la cual está garantizada por ciertas cuentas por cobrar comerciales de CITGO. Este financiamiento causa intereses a la tasa variable equivalente al rendimiento de los papeles comerciales A1/P1; la cual, al 31 de diciembre de 2008, es de 1,84%. Esta facilidad tiene un vencimiento anual con opción de renegociación por períodos anuales. Al 31 de diciembre de 2008, el saldo de esta deuda es de $39 millones (Bs.F.84 millones).
El 16 de junio de 2008, un grupo de bancos liderados por el Sumitomo Mitsui Bank Corporation (SMBC) otorgó un préstamo por $515 millones (Bs.F.1.107 millones). Este préstamo tiene vencimiento en el año 2012, causa intereses a una tasa equivalente LIBOR más 2% e incluye dos amortizaciones especiales, la primera por $200 millones (Bs.F.430 millones) en febrero de 2011 y la segunda por $100 millones (Bs.F.215 millones) en febrero de 2012. Al 31 de diciembre de 2008, el saldo de esta deuda es de $511 millones (Bs.F.1.099 millones).
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96 (Continúa)
A través de entidades estatales de los Estados Unidos de América, CITGO obtuvo fondos por el endeudamiento con bonos de desarrollo industrial (Industrial Revenue Bonds – “IRB”) para el financiamiento de algunas facilidades portuarias, equipos de control de contaminación e instalaciones ambientales en sus refinerías de Lake Charles, Corpus Christi y Lemont. Estos bonos causan intereses a tasas variables y fijas, las cuales oscilaron entre 2% y 8%, al 31 de diciembre de 2008 y 2007, y tienen vencimiento hasta el año 2043. A través de cartas de crédito emitidas bajo la facilidad de crédito preferencial garantizada de CITGO, se brinda soporte adicional para los bonos a tasa variable. Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, el saldo de esta deuda es de $588 millones (Bs.F.1.264 millones) y $562 millones (Bs.F.1.208 millones), respectivamente.
CITGO mantiene una línea de crédito rotativa garantizada con vencimiento en el año 2010, por $1.150 millones (Bs.F.2.473 millones). Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, la deuda por este concepto era de $413 millones (Bs.F.888 millones) y $80 millones (Bs.F.172 millones), respectivamente. Este endeudamiento causó intereses a una tasa de 3,25% en el año 2008 y 7,25% en el año 2007. La porción no utilizada de la línea de crédito rotativa garantizada está sujeta al pago semestral de una comisión que oscila entre 15 y 50 puntos básicos al 31 de diciembre de 2008 y 2007. La capacidad de crédito disponible de CITGO, neta de las cartas de crédito, era de $36 millones (Bs.F.77 millones) y $707 millones (Bs.F.1.520 millones), al 31 de diciembre de 2008 y 2007, respectivamente.
Petrozuata
En septiembre de 2008, PDVSA formalizó la oferta pública para la adquisición de los bonos emitidos por Petrozuata Finance, Inc. (filial de Petrozuata), pagando $740 millones (Bs.F.1.591 millones) por 97,96% de los bonos en circulación, los cuales estaban conformados de la siguiente forma:
Serie “A” con 7,63% de interés anual y vencimiento en 2009;
Serie “B” con 8,22% de interés anual y vencimiento en 2017; y
Serie “C” con 8,37% de interés anual y vencimiento en 2022.
En julio de 2008, PDVSA pagó el total de los acuerdos de préstamos suscritos por Petrozuata; el monto pagado fue de $161 millones (Bs.F.346 millones), los cuales comprenden $158 millones (Bs.F.340 millones) de capital y $3 millones (Bs.F.6 millones) de intereses.
A partir de octubre de 2007, la información financiera de Petrozuata se incluye en los estados financieros consolidados de la Compañía, por lo cual se reconoce como parte de la deuda consolidada, a partir de esa fecha, el préstamo y los bonos garantizados de esa filial (véanse las notas 3-a y 9-a).
Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, el saldo de esta deuda es de $13 millones (Bs.F.28 millones) y $800 millones (Bs.F.1.720 millones), respectivamente.
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97 (Continúa)
Petrocedeño
Producto de la toma de control por el proceso de migración a empresas mixtas, en enero de 2008 los estados financieros de Petrocedeño son consolidados con los de CVP (filial de PDVSA). El monto de endeudamiento de esta empresa mixta era de $620 millones (Bs.F.1.333 millones), causando intereses a una tasa LIBOR más 2,25% y 2,75%. Durante el año 2008, se han realizado pagos por $311 millones (Bs.F.668 millones), que comprende $170 millones (Bs.F.366 millones) producto de la reestructuración de la deuda por la migración a empresa mixta y $141 millones (Bs.F.302 millones) correspondiente a las amortizaciones corrientes de la deuda.
PDVSA Cerro Negro
En junio de 1998, Cerro Negro Finance, Ltd. una compañía para propósitos especiales, no afiliada, del antiguo Convenio de Asociación de la Faja Petrolífera del Orinoco, emitió bonos garantizados por $600 millones (Bs.F.1.290 millones) con interés anual entre 7,33% y 8,03%, y vencimientos entre los años 2009 y 2028. La participación de PDVSA Cerro Negro (compañía poseída por PDVSA Petróleo) y de Mobil Cerro Negro (socia de este convenio) era 50% cada una. En diciembre de 2007, PDVSA pagó $501 millones (Bs.F.1.077 millones), por 99% de los bonos emitidos por esta compañía para propósitos especiales.
Adicionalmente, PDVSA pagó $129 millones (Bs.F.277 millones) a un sindicato de bancos liderado por el ABN Amro Bank, para un total pagado de $630 millones (Bs.F.1.355 millones), con lo cual se finiquitó el endeudamiento del antiguo convenio de asociación. Con el pago de las acreencias del Proyecto Cerro Negro, se dio inicio al proceso de constitución de una nueva empresa mixta denominada Petromonagas, S.A., en la cual PDVSA posee 83,33% de las acciones a través de la CVP, y BP posee 16,67%, a través de su filial Veba Oil & Gas Cerro Negro GmbH (véase la nota 9-a).
Productos La Fina
En agosto de 2008, PDVSA adquirió, a través de su filial PDVAL, 100% de las acciones de Productos La Fina, la cual mantenía pagarés bancarios con seis instituciones financieras en el país por un monto de $21 millones (Bs.F.45 millones). Al 31 de diciembre de 2008, se habían realizado pagos sobre esos pagarés bancarios por $15 millones (Bs.F.32 millones) (véase la nota 11).
Lácteos Los Andes
En marzo de 2008, PDVSA adquirió 100% de las acciones de Lácteos Los Andes, la cual mantenía pagarés bancarios con seis instituciones financieras en el país por $17 millones (Bs.F.37 millones). Al 31 de diciembre de 2008 se han realizado pagos por un total de $16 millones (Bs.F.35 millones) (véase la nota 11).
Proyecto Hamaca
Durante el año 2007, PDVSA pagó totalmente el endeudamiento del antiguo Convenio de Asociación Hamaca, conformado por PDVSA, ConocoPhillips y ChevronTexaco, que operaba en la Faja Petrolífera del Orinoco. PDVSA pagó la deuda en dos partes: la primera, a través de un prepago inicial de $400 millones (Bs.F.860 millones), el 30 de noviembre de 2007; y la segunda, por medio de un pago final de
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98 (Continúa)
$340 millones (Bs.F.731 millones), el cual se concretó el 14 de diciembre de 2007, para un pago total de $740 millones (Bs.F.1.591 millones). De este monto correspondió a PDVSA 70% y a ChevronTexaco 30%. Los pagos fueron efectuados por Corpoguanipa (filial de PDVSA) y por Texaco Orinoco Resources Company (filial de Chevron Corporation, véase la nota 9-a).
Cláusulas Contractuales
Varias facilidades de préstamo establecen cláusulas contractuales que restringen la capacidad de PDVSA a incurrir en deuda adicional, pagar dividendos, hipotecar propiedades y vender ciertos activos. La Compañía ha cumplido con estas cláusulas al 31 de diciembre de 2008 y 2007.
Facilidades de Crédito
Al 31 de diciembre de 2008, PDVSA tiene disponible líneas de crédito garantizadas por $36 millones (Bs.F.77 millones).
Para más información en relación a la exposición de la Compañía a los riesgos por tasas de interés, tipo de cambio y liquidez (véase la nota 7).
Pasivos de Arrendamientos Financieros
Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, se mantienen obligaciones por la adquisición de ciertos activos de refinación, plantas de compresión de gas y equipos conexos adquiridos bajo arrendamiento financiero, contabilizados como propiedades, plantas y equipos (véase la nota 15).
Al 31 de diciembre de 2008 los pagos futuros por contratos de arrendamiento financiero, se resumen a continuación (en millones):
BolívaresDólares Fuertes
Años -
2009 68 146 2010 61 131 2011 56 120 2012 45 97 2013 63 135 Años siguientes 395 849
Pagos futuros estimados por arrendamientos 688 1.478
Menos intereses (125) (268) Total arrendamientos financieros 563 1.210
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99 (Continúa)
Pasivos mantenidos para la venta:
C.A. La Electricidad de Caracas y sus Filiales (EDC)
La deuda financiera consolidada de la EDC, al 31 de diciembre de 2008 y 2007, consiste en lo siguiente (en millones):
Tasa de interés Vencimiento 2008 2007 2008 2007
Pagarés bancarios 5,59% a 7,82% 2008 - 2 - 4 Bonos al portador 9% 2018 650 - 1.398 - Bonos al portador 10,25% 2014 13 260 28 559JP Morgan Chase – OAM13 Libor + 0,20% 2011 5 7 11 15
668 269 1.437 578 Menos porción corriente de la
deuda financiera 2 4 4 9 Porción no corriente 666 265 1.433 569
Dólares Bolívares
Con fecha 10 de abril de 2008, la EDC realizó una emisión pública de bonos en el mercado local (Bono 2018) por $650 millones (Bs.F.1.398 millones), con vencimiento a 10 años y rendimiento de 8,50% pagaderos semestralmente. Dichos bonos son redimibles total o parcialmente en cualquier momento durante la vigencia de los bonos. Estos bonos están garantizados por la EDC.
La EDC mantiene dos líneas de crédito con JP Morgan Chase Bank N.A. garantizadas mediante fianza emitida por el Export Import Bank of the United States (Eximbank), las cuales se describen a continuación:
Línea de crédito otorgada en septiembre de 1999, por $22 millones (Bs.F.46 millones) con vencimiento el 25 de febrero de 2011 e intereses a una tasa LIBOR más 0,20% anual, destinada para la adquisición del componente de una turbina. Al 31 de diciembre de 2008, el saldo de esta línea asciende a $5 millones (Bs.F.11 millones).
Línea de crédito otorgada en septiembre de 1999, por $36 millones (Bs.F.77 millones) con vencimiento el 10 de enero de 2008 e intereses al 5,91% anual. Con fecha 7 de enero de 2008 se pagó el saldo de capital e intereses de esta línea.
Los vencimientos de la porcion no corriente de la deuda financiera consolidada de la EDC; al 31 de diciembre de 2008, es el siguiente (en millones):
BolívaresDólares Fuertes
Años - (En millones)2010 2 4 2011 1 2 2014 13 28 Años restantes 650 1.399
666 1.433
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA) (Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2008 y 2007
100 (Continúa)
C.A. Electricidad de Valencia (ELEVAL)
Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, ELEVAL mantiene pagarés bancarios con diferentes instituciones financieras en el país por $6 millones (Bs.F.14 millones) y $15 millones (Bs.F.31 millones), respectivamente. Durante los años 2008 y 2007, estos pagarés causaron intereses a una tasa que osciló entre 20,22% y 26,00%, y entre 12,00% y 21,44%, respectivamente.
De acuerdo con lineamientos y objetivos estratégicos del Ejecutivo Nacional, durante el año 2007 la Asamblea de Accionista de PDVSA autorizó la compra de acciones de varias entidades que operan en el sector eléctrico del país, las cuales serán transferidas en el corto plazo a la Corporación Eléctrica Nacional, S.A. (CORPOELEC) de conformidad con el Decreto con Rango, Valor y Fuerza de Ley Orgánica de Reorganización del Sector Eléctrico, publicada en la Gaceta Oficial N° 38.736 del 31 de julio de 2007. Actualmente, PDVSA y el MENPET están completando una serie de formalidades legales para la transferencia de las entidades del sector eléctrico a CORPOELEC; la Compañía estima que este proceso culminará durante el primer semestre de 2009. Por tal razón la deuda financiera de las compañías del sector eléctrico se incluye como pasivos disponibles para la venta (véase la nota 10).
(24) Beneficios a los Empleados y Otros Beneficios Post-retiro
A continuación se presenta un detalle del pasivo por indemnizaciones laborales, jubilaciones y otros beneficios post-retiro distintos a los planes de jubilación (en millones):
2008 2007 2008 2007
Indemnizaciones laborales 195 136 420 292 Jubilaciones 1.424 1.080 3.062 2.322Otros beneficios post-retiro distintos
a los planes de jubilación 4.134 1.782 8.888 3.832
5.753 2.998 12.370 6.446 Menos, porción corriente 476 490 1.024 1.054
Porción no corriente 5.277 2.508 11.346 5.392
31 de diciembre de
Dólares Bolívares Fuertes
PDVSA tiene los siguientes planes de beneficios para sus trabajadores:
(a) Planes de Ahorro
PDVSA y la mayoría de sus filiales venezolanas más importantes, mantienen fondos de ahorro para sus trabajadores y garantizan el capital acreditado en las cuentas de los asociados. Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, los montos garantizados por PDVSA y sus filiales, en los fondos de ahorro son de aproximadamente $274 millones (Bs.F.590 millones) y $174 millones (Bs.F.374 millones), respectivamente.
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31 de diciembre de 2008 y 2007
101 (Continúa)
(b) Planes de Pensiones y Otros Beneficios de Jubilación
En la mayoría de las filiales venezolanas y las del exterior, existen planes de jubilación y de otros beneficios que cubren a los trabajadores y ex-trabajadores elegibles. Estos planes, entre otras condiciones, se basan en el tiempo de servicio, la edad y el salario.
De conformidad con el contrato colectivo, PDVSA y la mayoría de sus filiales venezolanas han establecido un plan de jubilación que cubre a todos los trabajadores y ex-trabajadores elegibles. Existen fondos de pensiones con sus respectivas organizaciones independientes para la administración de los activos financieros de los mismos, durante su permanencia en la Compañía, y una vez jubilado el trabajador. El financiamiento del plan de jubilación para los trabajadores venezolanos está basado en un sistema de contribuciones, con aportes mensuales obligatorios sobre la base del salario normal, de 3% por parte del trabajador y de 9% por parte de la Compañía, administrado bajo la figura de cuentas de capitalización individual para cada trabajador.
Para los trabajadores que ingresaron a la Compañía a partir del 1° de octubre de 2000, se otorga un beneficio de pensión equivalente al saldo acumulado en la cuenta de capitalización individual al momento de la jubilación. En caso de ser necesario, la Compañía realizará aportes adicionales para garantizar el pago mínimo del monto de beneficio de pensión, según el plan definido por contrato.
Para los trabajadores que ingresaron hasta el 30 de septiembre de 2000, el cálculo del beneficio de pensión considera el monto mayor entre (a) el monto de la pensión obtenida con base en el saldo acumulado en la cuenta de capitalización individual, (b) el monto de la pensión según el plan de beneficios definido que estuvo vigente hasta esa fecha y (c) la pensión mínima definida por contrato.
En adición a las pensiones por jubilación, PDVSA otorga planes de salud y odontológico, seguro funerario y tarjeta de banda electrónica para alimentación. Estos beneficios son financiados por la Compañía con base en el método de efectivo.
CITGO patrocina tres planes de retiro y ahorro de contribución definida, calificados, que cubren a la mayoría de los trabajadores elegibles tanto del régimen de horas como a los asalariados. Dichos planes reciben aportes de la Compañía y aportes voluntarios de los trabajadores. CITGO reconoció como gasto durante los años 2008 y 2007, $25 millones (Bs.F.54 millones) y $26 millones (Bs.F.56 millones), respectivamente, relacionado con su contribución a estos planes. Igualmente, CITGO patrocina tres planes de beneficio definido; calificados, dos que cubren a los trabajadores elegibles del régimen de horas y uno que cubre a los trabajadores elegibles asalariados. Adicionalmente, patrocina tres planes de beneficio definido, no calificados, para ciertos trabajadores elegibles.
En adición a los planes de jubilación, CITGO también provee ciertos beneficios de seguros de vida y de salud para los trabajadores elegibles tanto del régimen de horas como a los asalariados una vez se retiren. Estos beneficios están sujetos a deducibles y otras limitaciones y son principalmente fondeados sobre la base del método del efectivo. La Compañía se reserva el derecho de cambiar o terminar estos beneficios en cualquier momento.
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31 de diciembre de 2008 y 2007
102 (Continúa)
La situación de los planes de pensiones y de los otros beneficios de jubilación se resume a continuación (en millones):
Dólares –
31 de diciembre de2008 2007 2008 2007 Planes de pensiones Otros beneficios de jubilación
Valor presente de la obligación fondeada 4.789 3.940 588 488 Valor presente de la obligación no fondeada 68 58 8.305 6.418
4.857 3.998 8.893 6.906 Valor razonable de los activos del plan (2.556) (2.677) (1) (1)
Valor presente de la obligación neta 2.301 1.321 8.892 6.905 Ganancias (pérdidas) actuariales no reconocidas (133) 553 (2.129) (4.218) Costo de servicios pasados no reconocidos (744) (794) (2.629) (905)
Acumulación en libros 1.424 1.080 4.134 1.782
Bolívares Fuertes –
31 de diciembre de2008 2007 2008 2007 Planes de pensiones Otros beneficios de jubilación
Valor presente de la obligación fondeada 10.296 8.471 1.264 1.049 Valor presente de la obligación no fondeada 147 125 17.856 13.799
10.443 8.596 19.120 14.848 Valor razonable de los activos del plan (5.495) (5.756) (2) (2)
Valor presente de la obligación neta 4.948 2.840 19.118 14.846 Ganancias (pérdidas) actuariales no reconocidas (286) 1.189 (4.578) (9.069) Costo de servicios pasados no reconocidos (1.600) (1.707) (5.652) (1.945)
Acumulación en libros 3.062 2.322 8.888 3.832
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Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2008 y 2007
103 (Continúa)
La composición del gasto por planes de pensiones y otros beneficios de jubilación, reconocido en los estados consolidados de resultados es la siguiente (en millones):
Dólares -
Años terminados el 31 de diciembre de2008 2007 2008 2007Planes de pensiones Otros beneficios de jubilación
Gasto de servicios del año 94 140 195 77 Intereses sobre la obligación 342 292 610 427 Rendimiento esperado sobre
activos del plan (233) (213) - (4) Costo de los servicios pasados 383 96 1.539 50 Ajuste por beneficios pagados - 206 - - (Ganancia) pérdida actuarial reconocida (13) 19 218 184
573 540 2.562 734
Bolívares Fuertes -
Años terminados el 31 de diciembre de2008 2007 2008 2007Planes de pensiones Otros beneficios de jubilación
Gasto de servicios del año 202 301 419 166 Intereses sobre la obligación 735 628 1.312 918 Rendimiento esperado sobre
activos del plan (501) (458) - (9) Costo de los servicios pasados 822 206 3.308 108 Ajuste por beneficios pagados - 443 - - (Ganancia) pérdida actuarial reconocida (26) 41 468 395
1.232 1.161 5.507 1.578
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Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2008 y 2007
104 (Continúa)
El gasto es reconocido en los siguientes rubros de los estados consolidados de resultados (en millones):
Dólares -
Años terminados el 31 de diciembre de2008 2007 2008 2007 Planes de pensiones Otros beneficios de jubilación
Gastos de operación 127 378 2.164 514 Gastos de venta, administración
y generales 446 162 398 220
573 540 2.562 734
Bolívares Fuertes -
Años terminados el 31 de diciembre de2008 2007 2008 2007 Planes de pensiones Otros beneficios de jubilación
Gastos de operación 273 813 4.653 1.105 Gastos de venta, administración
y generales 959 348 854 473
1.232 1.161 5.507 1.578
La conciliación del valor presente de las obligaciones según estudio actuarial se presenta a continuación (en millones):
Dólares -
Años terminados el 31 de diciembre de2008 2007 2008 2007 Planes de pensiones Otros beneficios de jubilación
Valor presente al inicio del año 3.998 2.992 6.906 3.867 Gasto de servicios del año 94 140 195 77 Costo por intereses 342 292 610 427 (Ganancias) pérdidas actuariales 500 (52) (1.865) 2.562 Beneficios pagados por el patrono (188) (227) (229) (143) Costos por los servicios pasados 94 834 3.274 114 Contribuciones de los empleados 17 19 2 2
4.857 3.998 8.893 6.906
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31 de diciembre de 2008 y 2007
105 (Continúa)
Bolívares Fuertes -
Años terminados el 31 de diciembre de2008 2007 2008 2007Planes de pensiones Otros beneficios de jubilación
Valor presente al inicio del año 8.596 6.433 14.848 8.314 Gasto de servicios del año 202 301 419 166 Costo por intereses 735 628 1.312 918 (Ganancias) pérdidas actuariales 1.075 (112) (4.010) 5.508 Beneficios pagados por el patrono (404) (488) (492) (307) Costos por los servicios pasados 202 1.793 7.039 245 Contribuciones de los empleados 37 41 4 4
10.443 8.596 19.120 14.848
La conciliación del valor razonable de los activos de los planes de pensiones y otros beneficios de jubilación se presenta a continuación (en millones):
Dólares -
Años terminados el 31 de diciembre de2008 2007 2008 2007Planes de pensiones Otros beneficios de jubilación
Activos del plan al inicio del año 2.677 2.375 1 1 Rendimiento esperado 233 213 - - Ganancias (pérdidas) actuariales (413) 7 - - Contribuciones hechas por la Compañía 230 290 13 13 Contribuciones hechas por los trabajadores 17 19 2 2 Beneficios pagados por el patrono (188) (227) (15) (15)
2.556 2.677 1 1
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31 de diciembre de 2008 y 2007
106 (Continúa)
Bolívares Fuertes -
Años terminados el 31 de diciembre de2008 2007 2008 2007
Planes de pensiones Otros beneficios de jubilación
Activos del plan al inicio del año 5.756 5.106 2 2 Rendimiento esperado 501 458 - - Ganancias (pérdidas) actuariales (890) 15 - - Contribuciones hechas por la
Compañía 495 624 28 28 Contribuciones hechas por los
trabajadores 37 41 4 4 Beneficios pagados por el
patrono (404) (488) (32) (32)
5.495 5.756 2 2
Las tendencias de las tasas asumidas para los planes médicos, tienen un efecto en los montos reportados. Un cambio en un punto porcentual en las tasas asumidas podría tener los siguientes efectos (en millones):
Un punto porcentual deIncremento Disminución Incremento Disminución
Dólares Bolívares Fuertes
Efecto en los componentes delcosto de servicio total y los intereses 160 (2) 344 (4)
Efecto en el beneficio de laobligación 863 (659) 1.855 (1.417)
La Compañía espera pagar aproximadamente $237 millones (Bs.F.510 millones) como contribución a los planes de pensiones y otros beneficios durante el año 2009.
A continuación un detalle de la composición de la cartera de los activos del plan de pensiones (en millones):
31 de diciembre de2008 2007 2008 2007
Dólares Bolívares Fuertes
Efectivo y equivalentes de efectivo 1 - 2 - Instrumentos de renta fija 1.811 917 3.894 1.972 Instrumentos de renta mixta 500 1.397 1.076 3.004 Otros 244 363 523 780
2.556 2.677 5.495 5.756
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31 de diciembre de 2008 y 2007
107 (Continúa)
A continuación se presenta la información histórica de los planes de pensiones y otros beneficios de jubilación para los cuatro años previos (en millones):
Dólares -
2008 2007 2006 2005 2004
Planes de pensiones
Valor presente de la obligación 4.857 3.998 2.992 3.097 2.738 Valor razonable de los activos del plan (2.556) (2.677) (2.375) (2.632) (2.250)
Déficit en el plan 2.301 1.321 617 465 488
Otros beneficios de jubilación
Valor presente de la obligación 8.893 6.906 3.867 2.904 1.646 Valor razonable de los activos del plan (1) (1) (1) (1) (1)
Déficit en el plan 8.892 6.905 3.866 2.903 1.645
Bolívares Fuertes -
2008 2007 2006 2005 2004
Planes de pensiones
Valor presente de la obligación 10.443 8.596 6.433 6.659 5.887 Valor razonable de los activos del plan (5.495) (5.756) (5.106) (5.659) (4.838)
Déficit en el plan 4.948 2.840 1.327 1.000 1.049
Otros beneficios de jubilación
Valor presente de la obligación 19.120 14.848 8.314 6.543 3.539 Valor razonable de los activos del plan (2) (2) (2) (2) (2)
Déficit en el plan 19.118 14.846 8.312 6.541 3.537
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31 de diciembre de 2008 y 2007
108 (Continúa)
Las premisas actuariales utilizadas se indican a continuación:
Años terminados el31 de diciembre de
2008 2007 2008 2007Planes de Otros beneficiospensiones de jubilación
%
Venezuela:Tasa de descuento 13,9 9,0 13,9 9,0 Tasa de incremento de las compensaciones 16,5 11,0 16,5 11,0 Tasa de rendimiento sobre el ajuste por antigüedad 12,0 12,0 - - Tasa de inflación médica - - 16,5 11,0 Tasa de inflación 15,0 10,0 15,0 10,0 Tasa de inflación alimentos - - 18,6 9,0 Tasa estimada de rendimiento de los activos
del plan 7,9 9,0 - -
Exterior:Tasa de descuento 7,5 6,5 7,5 6,5 Tasa de incremento de las compensaciones 4,5 4,5 4,5 4,5 Tasa estimada de rendimiento de los activos
de los planes 8,0 8,0 8,0 6,0
Las premisas relacionadas a la mortalidad futura están basadas en estadísticas publicadas y en tablas de mortalidad, según las cuales la expectativa promedio de vida en Venezuela de una persona retirada de 65 años, es de 13 años para las mujeres y de 11 años para los hombres.
La tasa de retorno esperada a largo plazo de los activos del plan en Venezuela para los planes de pensión es 7,9% y en el exterior para los planes de pensiones y otros beneficios de jubilación es de 8%, respectivamente. El retorno se basa exclusivamente en la expectativa de los rendimientos de las inversiones que PDVSA ha hecho en fondos externos para financiar las pensiones futuras de acuerdo con el plan de jubilación. Esta tasa es calculada con base en la totalidad del portafolio de inversión.
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109 (Continúa)
(25) Acumulaciones y Otros Pasivos
Las acumulaciones y otros pasivos se resumen a continuación (en millones):
2008 2007 2008 2007
Retenciones 522 397 1.122 854 IVA 187 297 402 639 Regalías y otros impuestos por pagar (véase la nota 30) 1.718 3.372 3.694 7.251 Provisión para litigios y otros reclamos (véase la nota 29) 2.125 1.810 4.569 3.890 Cuentas por pagar a empleados 860 783 1.849 1.682 Acumulación para asuntos ambientales (véase la nota 29) 1.640 1.126 3.526 2.420 Acumulación para obras de refinería 100 94 215 203 Acumulación para obligaciones por retiro de activos (véase la nota 15) 2.107 1.248 4.530 2.682 Prima en emisión de bonos (véase la nota 23) 383 393 823 844 Intereses por pagar 138 183 297 393 Dividendos por pagar 23 154 49 331 Anticipos recibidos de clientes 2.078 74 4.468 159 Acumulaciones por pagar a contratistas 5.015 2.539 10.782 5.459 Cuentas por pagar a entidades relacionadas (véanse las notas 9-a y 30) 6.867 7.706 14.764 16.556 Cuentas por pagar a los inversionistas minoritarios
(véanse las notas 9-a y 9-b) 1.346 - 2.894 - Cuentas por pagar por adquisición de filiales (véase la nota 11) 253 - 545 - Otros 987 1.721 2.122 3.717
26.349 21.897 56.651 47.080 Menos, porción corriente de acumulaciones y otros pasivos 20.813 20.085 44.748 43.185
Porción no corriente 5.536 1.812 11.903 3.895
31 de diciembre de
Dólares Bolívares Fuertes
Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, se incluyen en acumulaciones y otros pasivos $2.107 millones (Bs.F.4.530 millones) y $1.248 millones (Bs.F.2.682 millones), respectivamente, por concepto de acumulaciones para obligaciones por retiro de activos de exploración y producción. Los costos y obligaciones de retiro de activos asociados a las principales estructuras utilizadas en las actividades de refinación, comercio y suministro no pudieron ser estimados, debido a que estos activos se consideran de uso indeterminado en el tiempo, como resultado de mantenimientos y reparaciones mayores, y no se dispone de información para determinar, razonablemente, la fecha en que pudieran ser desincorporados.
Las cuentas por pagar a entidades relacionadas incluyen $4.400 millones (Bs.F.9.460 millones) y $6.000 millones (Bs.F.12.900 millones) correspondiente a pagarés con la Oficina Nacional del Tesoro (ONT), emitidos en diciembre de 2008 y 2007, respectivamente, con fechas de vencimiento entre julio y noviembre de 2009, y entre febrero y junio de 2008, y tasas de interés anual entre 1,80% y 1,96%, y entre 4,71% y 4,86%, para los años 2008 y 2007, respectivamente. Entre los meses de febrero y junio de 2008, la compañía pagó $6.000 millones (Bs.F.12.900 millones) correspondientes a pagarés emitidos en diciembre de 2007. Entre los meses de enero y abril de 2007, la Compañía pagó $4.700 millones (Bs.F.10.105 millones) correspondientes a los pagarés emitidos en diciembre de 2006.
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Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2008 y 2007
110 (Continúa)
Durante el año 2008, la Compañía suscribió diversos contratos de suministro a precios de venta equivalentes al valor de mercado, a través de los cuales se recibieron anticipos de $3.400 millones (Bs.F.7.310 millones). Al 31 de diciembre de 2008 se ha cumplido con el suministro equivalente a $1.451 millones (Bs.F.3.120 millones), quedando un saldo de $1.949 millones (Bs.F.4.190 millones), que se incluyen en el rubro de anticipos recibidos de clientes.
Las cuentas por pagar a los inversionistas minoritarios se encuentran conformadas por $730 millones (Bs.F.1.570 millones) correspondiente a los acuerdos de compensación surgidos en el proceso de migración a empresas mixtas efectuado con ENI Dacion, B.V. (véase la nota 9-b); así como también, por deudas de capital de trabajo aportados por los accionistas Statoil Sincor AS y Total Venezuela, S.A. por $146 millones (Bs.F.314 millones) y $459 millones (Bs.F.987 millones), respectivamente, y $11 millones (Bs.F.23 millones) por los intereses generados por Total Venezuela, S.A. en el convenio de finiquito (véase la nota 9-a).
Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, se incluyen en el rubro de acumulaciones y otros pasivos, $133 millones (Bs.F.286 millones) y $211 millones (Bs.F.454 millones), respectivamente, correspondientes a las retenciones efectuadas por PDVSA a sus empresas contratistas para el fondo social establecido dentro del Programa de Empresas de Producción Social (EPS). Estos aportes constituyen un requisito contemplado en el nuevo esquema de contratación de obras y servicios de PDVSA y estará destinado a desarrollar proyectos u obras sociales para beneficio de las comunidades.
El movimiento de las acumulaciones y otros pasivos, durante el 2008, es el siguiente (en millones):
Dólares –
Saldo al Saldo al Porción31 de diciembre 31 de diciembre Porción no
de 2007 Aumento Disminución de 2008 corriente corriente
Retenciones 397 1.070 (945) 522 522 - IVA 297 958 (1.068) 187 187 - Regalías y otros impuestos por pagar 3.372 32.442 (34.096) 1.718 1.718 - Provisión para litigios y otros reclamos 1.810 1.200 (885) 2.125 1.754 371 Cuentas por pagar a empleados 783 473 (396) 860 826 34 Acumulación para asuntos ambientales 1.126 636 (122) 1.640 718 922 Acumulación para obras de refinería 94 6 - 100 100 - Acumulación para obligaciones por retiro
de activos 1.248 1.090 (231) 2.107 706 1.401 Prima en emisión de bonos 393 - (10) 383 21 362 Intereses por pagar 183 1.664 (1.709) 138 137 1 Dividendos por pagar 154 2.000 (2.131) 23 23 - Anticipos recibidos de clientes 74 3.466 (1.462) 2.078 2.025 53 Acumulaciones por pagar a contratistas 2.539 5.015 (2.539) 5.015 5.015 - Cuentas por pagar con entidades relacionadas 7.706 6.916 (7.755) 6.867 5.830 1.037 Cuentas por pagar a los inversionistas
minoritarios - 2.359 (1.013) 1.346 35 1.311 Cuentas por pagar por adquisición de filiales - 582 (329) 253 253 - Otros 1.721 1.312 (2.046) 987 943 44
Total acumulaciones y otros pasivos 21.897 61.189 (56.737) 26.349 20.813 5.536
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Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2008 y 2007
111 (Continúa)
Bolívares Fuertes –
Saldo al Saldo al Porción31 de diciembre 31 de diciembre Porción no
de 2007 Aumento Disminución de 2008 corriente corriente
Retenciones 854 2.301 (2.033) 1.122 1.122 - IVA 639 2.060 (2.297) 402 402 - Regalías y otros impuestos por pagar 7.251 69.750 (73.307) 3.694 3.694 - Provisión para litigios y otros reclamos 3.890 2.580 (1.901) 4.569 3.771 798 Cuentas por pagar a empleados 1.682 1.017 (850) 1.849 1.776 73 Acumulación para asuntos ambientales 2.420 1.367 (261) 3.526 1.544 1.982 Acumulación para obras de refinería 203 12 - 215 215 - Acumulación para obligaciones por retiro
de activos 2.682 2.344 (496) 4.530 1.518 3.012 Prima en emisión de bonos 844 - (21) 823 45 778 Intereses por pagar 393 3.578 (3.674) 297 295 2 Dividendos por pagar 331 4.300 (4.582) 49 49 - Anticipos recibidos de clientes 159 7.452 (3.143) 4.468 4.354 114 Acumulaciones por pagar a contratistas 5.459 10.782 (5.459) 10.782 10.782 - Cuentas por pagar con entidades relacionadas 16.556 14.869 (16.661) 14.764 12.534 2.230 Cuentas por pagar a los inversionistas
minoritarios - 5.072 (2.178) 2.894 75 2.819 Cuentas por pagar por adquisición de filiales - 1.252 (707) 545 545 - Otros 3.717 2.821 (4.416) 2.122 2.027 95
Total acumulaciones y otros pasivos 47.080 131.557 (121.986) 56.651 44.748 11.903
(26) Cuentas por Pagar a Proveedores
Las cuentas por pagar a proveedores incluyen lo siguiente (en millones):
31 de diciembre de2008 2007 2008 2007
Dólares Bolívares Fuertes
Entidades relacionadas (véase la nota 30) 32 278 69 597 Comerciales (véase la nota 27) 7.524 2.634 16.177 5.664 Otros - 199 - 428
7.556 3.111 16.246 6.689
La exposición al riesgo de liquidez relacionado con las cuentas por pagar a proveedores es presentado en la nota 27.
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Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2008 y 2007
112 (Continúa)
(27) Instrumentos Financieros
Riesgo de crédito
Exposición al riesgo de crédito
El valor en libros de los activos financieros representa el máximo nivel de exposición al riesgo de crédito, y su detalle es el siguiente (en millones):
2008 2007 2008 2007
Cuentas por cobrar a largo plazo (véase la nota 17) 2.845 3.512 6.116 7.551 Créditos fiscales por recuperar (véase la nota 14-f) 6.344 5.576 13.640 11.988 Documentos y cuentas por cobrar (véase la nota 20) 10.810 11.225 23.241 24.134 Efectivo restringido (véase la nota 18) 2.120 3.298 4.558 7.090 Efectivo y equivalentes de efectivo 4.483 3.325 9.638 7.153
26.602 26.936 57.193 57.916
31 de diciembre de
Dólares Bolívares Fuertes
La exposición máxima al riesgo de crédito para documentos y cuentas por cobrar comerciales por área geográfica es la siguiente (en millones):
2008 2007 2008 2007
Estados Unidos y Canadá 1.608 1.822 3.457 3.918 Centroamérica y el Caribe 3.328 2.114 7.155 4.545 Europa 889 1.249 1.911 2.686 Asia 301 883 647 1.897 Suramérica 642 421 1.380 904 Venezuela 625 613 1.345 1.319
7.393 7.102 15.895 15.269
31 de diciembre de
Dólares Bolívares Fuertes
La exposición máxima al riesgo de crédito para documentos y cuentas por cobrar por tipo de cliente es la siguiente (en millones):
2008 2007 2008 2007
Comerciales 5.696 5.969 12.246 12.833 Convenios energéticos 1.697 1.133 3.649 2.436
7.393 7.102 15.895 15.269
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Pérdidas por deterioro
La antigüedad de los documentos y cuentas por cobrar comerciales es la siguiente (en millones):
Dólares –
31 de diciembre de2008 2008 2007 2007
Antigüedad Bruto Deterioro Bruto Deterioro
Menor a 30 días 5.246 - 5.087 - 30 días 1.125 - 594 - Entre 31 y 180 días 528 - 985 - Entre 181 días y un año 101 - 286 - Más de un año 393 393 150 150
7.393 393 7.102 150
Bolívares Fuertes –
31 de diciembre de2008 2008 2007 2007
Antigüedad Bruto Deterioro Bruto Deterioro
Menor a 30 días 11.279 - 10.936 - 30 días 2.419 - 1.279 - Entre 31 y 180 días 1.135 - 2.116 - Entre 181 días y un año 217 - 615 - Más de un año 845 845 323 323
15.895 845 15.269 323
La exposición máxima al riesgo de crédito se concentra en las cuentas por cobrar comerciales. PDVSA efectúa la estimación para cuentas de cobro dudoso con base en la antigüedad de los saldos y en los resultados de la evaluación de la cartera de clientes.
El movimiento de la estimación para cuentas de cobro dudoso durante los años 2008 y 2007 es el siguiente (en millones):
31 de diciembre de2008 2007 2008 2007
Saldos al 1° de enero 150 135 322 290 Aumentos 244 43 525 92 Disminuciones (1) (28) (2) (59) Saldos al 31 de diciembre 393 150 845 323
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Basado en índices históricos de mora, PDVSA cree que no es necesaria una estimación para cuentas de cobro dudoso relacionada con las cuentas por cobrar comerciales vigentes o que tengan una antigüedad menor a un año. Las cuentas por cobrar comerciales, están distribuidas en una amplia y confiable cartera de clientes a nivel mundial (véase la nota 7-a).
Riesgo de liquidez
A continuación se presentan los vencimientos contractuales de los pasivos financieros, incluyendo los pagos estimados de intereses, y excluyendo el impacto de acuerdos de compensación (en millones):
31 de diciembre de 2008
Dólares –
Flujos de Entre Entre EntreValor en efectivo 6 meses 6 y 12 1 y 2 2 y 5 Más de
libros contractual o menos meses años años 5 años
Pasivos financieros no derivados:Deuda financiera (véase la nota 23) 14.532 22.002 1.575 449 937 2.412 16.629Pasivo de arrendamiento financiero
(véase la nota 23) 563 688 34 34 117 108 395
Total deuda financiera 15.095 22.690 1.609 483 1.054 2.520 17.024
Otros pasivos (incluidos en acumulacionesy otros pasivos (véase la nota 25) (1) 11.074 11.112 2.565 6.182 1.030 - 1.335
Cuentas por pagar entidadesrelacionadas (véanse las nota 26 y 30) 32 32 - 32 - - -
Cuentas por pagar a proveedores(véase la nota 26) 7.524 7.524 6.828 696 - - -
Pasivos financieros derivados:Contratos de cambio a futuro:
Salida de capitales 162 175 140 34 1 - - Ingreso de capitales (274) (288) (229) (58) (1) - -
33.613 41.245 10.913 7.369 2.084 2.520 18.359
(1) Incluye retenciones, IVA, regalías y otros impuestos por pagar, intereses por pagar, dividendos por pagar, cuentas por pagar a entidades relacionadas, cuentas
por pagar a los accionistas minoritarios y cuentas por pagar por adquisición de filiales.
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Bolívares Fuertes – Flujos de Entre Entre Entre
Valor en efectivo 6 meses 6 y 12 1 y 2 2 y 5 Más delibros contractual o menos meses años años 5 años
Pasivos financieros no derivados:Deuda financiera (véase la nota 23) 31.244 47.304 3.386 965 2.015 5.186 35.752Pasivo de arrendamiento financiero
(véase la nota 23) 1.210 1.479 73 73 251 232 850
Total Deuda Financiera 32.454 48.783 3.459 1.038 2.266 5.418 36.602
Otros pasivos (incluidos en acumulacionesy otros pasivos (véase la nota 25) (1) 23.810 23.916 5.515 13.292 2.215 - 2.894
Cuentas por pagar entidadesrelacionadas (véanse la nota 26 y 30) 69 69 - 69 - - -
Cuentas por pagar a proveedores(véase la nota 26) 16.177 16.177 14.680 1.497 - - -
Pasivos financieros derivados:Contratos de cambio a futuro -
Salida de capitales 348 376 301 73 2 - - Ingreso de capitales (589) (619) (492) (125) (2) - -
72.269 88.702 23.463 15.844 4.481 5.418 39.496
(1) Incluye retenciones, IVA, regalías y otros impuestos por pagar, intereses por pagar, dividendos por pagar, cuentas por pagar a entidades relacionadas, cuentas
por pagar a los inversionistas minoritarios y cuentas por pagar por adquisición de filiales.
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31 de diciembre de 2007
Dólares – Flujos de Entre Entre Entre
Valor en efectivo 6 meses 6 y 12 1 y 2 2 y 5 Más delibros contractual o menos meses años años 5 años
Pasivos financieros no derivados:Deuda financiera (véase la nota 23) 16.006 25.880 3.008 758 1.162 4.018 16.934Pasivo de arrendamiento financiero
(véase la nota 23) 605 999 50 50 188 155 556
Total Deuda Financiera 16.611 26.879 3.058 808 1.350 4.173 17.490
Otros pasivos (incluidos en acumulacionesy otros pasivos (véase la nota 25) (1) 12.109 12.203 10.343 154 1.706 - -
Cuentas por pagar entidades relacionadas (véanse la nota 26 y 30) 278 278 - 278 - - -
Cuentas por pagar a proveedores(véase la nota 26) 2.634 2.634 2.066 568 - - -
Pasivos financieros derivados:Contratos de cambio a futuro -
Salida de capitales 44 474 448 24 2 - - Ingreso de capitales (39) (540) (516) (22) (2) - -
31.637 41.928 15.399 1.810 3.056 4.173 17.490
(1) Incluye retenciones, IVA, regalías y otros impuestos por pagar, intereses por pagar, dividendos por pagar, cuentas por pagar a entidades relacionadas, cuentas
por pagar a los inversionistas minoritarios y cuentas por pagar por adquisición de filiales.
Bolívares Fuertes - Flujos de Entre Entre Entre
Valor en efectivo 6 meses 6 y 12 1 y 2 2 y 5 Más delibros contractual o menos meses años años 5 años
Pasivos financieros no derivados:Deuda financiera (véase la nota 23) 34.413 55.642 6.467 1.630 2.498 8.639 36.408Pasivo de arrendamiento financiero
(véase la nota 23) 1.300 2.149 108 108 404 333 1.196
Total Deuda Financiera 35.713 57.791 6.575 1.738 2.902 8.972 37.604
Otros pasivos (incluidos en acumulacionesy otros pasivos (véase la nota 25) (1) 26.024 26.226 22.227 331 3.668 - -
Cuentas por pagar entidadesrelacionadas (véanse la nota 26 y 30) 597 597 - 597 - - -
Cuentas por pagar a proveedores(véase la nota 26) 5.664 5.664 5.096 568 - - -
Pasivos financieros derivados:Contratos de cambio a futuro -
Salida de capitales 95 1.019 963 52 4 - - Ingreso de capitales (84) (1.161) (1.110) (47) (4) - -
68.009 90.136 33.751 3.239 6.570 8.972 37.604
(1) Incluye retenciones, IVA, regalías y otros impuestos por pagar, intereses por pagar, dividendos por pagar, cuentas por pagar a entidades relacionadas, cuentas
por pagar a los inversionistas minoritarios y cuentas por pagar por adquisición de filiales.
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117 (Continúa)
Riesgo de tasa de interés
La composición por tipo de interés de los instrumentos financieros de la Compañía, es la siguiente (en millones):
31 de diciembre de 20082008 2007 2008 2007
Dólares Bolívares Fuertes
Instrumentos a tasa fija -
Depósitos a plazo fijo 446 622 1.161 1.337 Deuda financiera (9.366) (9.094) (20.137) (19.552) Cuentas por pagar a entidades
relacionadas (véase la nota 25) (4.400) (6.000) (9.460) (12.900)
(13.320) (14.472) (28.436) (31.115)
Instrumentos a tasa variable -Deuda financiera (5.729) (7.517) (12.317) (16.162)
(19.049) (21.989) (40.753) (47.277)
Análisis de sensibilidad del valor razonable para instrumentos a tasa fija
PDVSA no registra sus activos y pasivos financieros de tasa fija bajo el modelo de contabilización de cobertura del valor razonable, ni ha designado derivados como instrumentos de cobertura. Por lo tanto, un cambio en las tasas de interés a la fecha de los estados financieros consolidados no afectaría los resultados consolidados de la Compañía.
Análisis de sensibilidad del flujo de efectivo para deuda financiera a tasa variable
Una variación de un punto porcentual en las tasas de interés a la fecha de los estados financieros consolidados, habría aumentado (disminuido) los resultados consolidados en los montos mostrados a continuación. Este análisis asume que todas las otras variables se mantienen constantes.
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118 (Continúa)
El análisis es realizado con la misma base del año 2007 (en millones):
Dólares – Resultados
Aumento DisminuciónUn punto porcentual Un punto porcentual
31 de diciembre de 2008 -Deuda financiera 57 (57)
31 de diciembre de 2007 -Deuda financiera 75 (75)
Bolívares Fuertes -
Resultados Aumento Disminución
Un punto porcentual Un punto porcentual
31 de diciembre de 2008 -Deuda financiera 123 (123)
31 de diciembre de 2007 -Deuda financiera 161 (161)
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31 de diciembre de 2008 y 2007
119 (Continúa)
Valor Razonable de los Instrumentos Financieros
Los montos estimados que se presentan a continuación, no son necesariamente un indicativo de los montos que PDVSA pudiera realizar en un intercambio en el mercado actual. El uso de diferentes supuestos en el mercado y/o metodologías de estimaciones pudiera tener un efecto significativo sobre los valores razonables estimados. Las bases para la determinación de los valores razonables se revelan en la nota 6 (en millones):
31 de diciembre de 31 de diciembre de2008 2007 2008 2007
Valor en Valor Valor Valor Valor Valor Valor Valoren libros razonable en libros razonable en libros razonable en libros razonable
Dólares Bolívares Fuertes
Activo:Cuentas por cobrar a largo plazo 2.845 2.845 3.512 3.512 6.116 6.116 7.551 7.551 Créditos fiscales por recuperar 6.344 6.344 5.576 5.576 13.640 13.640 11.988 11.988 Documentos y cuentas por cobrar 10.810 10.810 11.225 11.225 23.241 23.241 24.134 24.134 Activos derivados (incluidos en
gastos pagados por anticipado y otros activos) (Véase la nota 21) 274 274 39 39 589 589 84 84
Efectivo restringido 2.120 2.120 3.298 3.298 4.558 4.558 7.090 7.090 Valores negociables (incluídos en
gastos pagados por anticipado y otros activos) (Véase la nota 21) 256 256 317 317 550 550 682 682
Efectivo y equivalentes de efectivo 4.483 4.483 3.325 3.325 9.638 9.638 7.153 7.153
Pasivo:Deuda financiera (15.095) (9.746) (16.611) (13.830) (32.454) (20.954) (35.714) (29.735) Cuentas por pagar a proveedores (7.556) (7.556) (3.111) (3.111) (16.246) (16.246) (6.689) (6.689) Otros pasivos (incluidos en
acumulaciones y otros pasivos)(Véase la nota 25) (11.074) (11.074) (12.109) (12.109) (23.810) (23.810) (26.024) (26.024)
Pasivos derivados (incluidos enacumulaciones y otros pasivos)(Véase la nota 25) (162) (162) (44) (44) (348) (348) (95) (95)
(1) Incluye retenciones, IVA, regalías y otros impuestos por pagar, intereses por pagar, dividendos por pagar, cuentas por pagar a entidades relacionadas, cuentas por pagar a los accionistas
minoritarios y cuentas por pagar por adquisición de filiales.
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120 (Continúa)
(28) Arrendamientos Operativos
Los pagos futuros por contratos de arrendamientos operativos, se resumen a continuación (en millones):
31 de diciembre de2008 2007 2008 2007
Dólares Bolívares Fuertes
Años -
2008 - 360 - 774 2009 414 257 890 553 2010 215 192 462 413 2011 193 179 415 385 2012 184 167 396 359 2013 183 167 393 359 Años siguientes 139 - 299 -
Pagos futuros estimados por arrendamientos 1.328 1.322 2.855 2.843
El gasto de alquileres bajo contratos de arrendamientos operativos de los años 2008 y 2007, fue de aproximadamente $492 millones (Bs.F.1.058 millones) y $539 millones (Bs.F.1.159 millones), respectivamente, el cual se incluye en los gastos de operación.
(29) Compromisos y Contingencias
Garantías
Al 31 de diciembre de 2008, Petróleos de Venezuela, S.A. y algunas de sus filiales, tienen garantías para la terminación de obras relacionadas con acuerdos de deuda y financiamiento de asociaciones en proyectos, así como para la adquisición de inventarios de productos alimenticios. Las compañías, obligaciones de garantías y el año de terminación se muestran a continuación (en millones):
Obligaciones de garantíasBolívares Año de
Dólares Fuertes terminaciónCompañías -
Petróleos de Venezuela, S.A. (veáse la nota 18) 100 215 2009CITGO 17 37 2012PDVSA Petróleo 93 200 2012
Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, PDVSA no ha contabilizado pasivos por estos conceptos; históricamente, los reclamos, producto de garantías, no han sido significativos.
Al 31 de diciembre de 2008, CITGO ha garantizado deudas de filiales y afiliadas, incluyendo cartas de crédito y financiamientos para adquisición de equipo de comercialización.
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121 (Continúa)
PDVSA Petróleo mantiene una fianza ambiental global suscrita con el Ministerio del Poder Popular para el Ambiente (MINAMB), la cual garantiza la ejecución de medidas ambientales en concordancia con las legislaciones vigentes.
Acuerdos con la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP)
La República Bolivariana de Venezuela es miembro de la OPEP, organización dedicada principalmente al establecimiento de acuerdos en busca del mantenimiento de precios estables del petróleo crudo a través de la fijación de cuotas de producción. Hasta la fecha, la reducción en la producción de petróleo crudo como resultado de cambios en las cuotas de producción de la OPEP, no ha tenido un efecto significativo sobre los resultados de las operaciones de la Compañía, su flujo de caja y sus resultados financieros.
En las reuniones extraordinarias de la OPEP, realizadas entre los meses de septiembre y diciembre de 2008, se acordó un recorte en la producción de crudo de 4,2 millones de barriles diarios, con fecha efectiva a partir del 1° de enero de 2009. La gerencia de PDVSA manifiesta que para dar cumplimiento a ésta decisión, reducirá su producción en 364 mil barriles diarios.
Arbitraje ante la Cámara de Comercio Internacional (CCI)
El 25 de enero de 2008, Mobil Cerro Negro Ltd. (filial de ExxonMobil), introdujo una solicitud de arbitraje ante la Corte de Arbitraje Internacional de la Cámara de Comercio Internacional (CCI) en Nueva York, Estados Unidos de América, en contra de Petróleos de Venezuela, S.A. y PDVSA Cerro Negro, exigiendo la indemnización por daños y perjuicios ante el supuesto incumplimiento de obligaciones contractuales asumidas bajo el Convenio de Asociación del Proyecto Cerro Negro, por parte de PDVSA Cerro Negro, y de los términos de una garantía por parte de Petróleos de Venezuela, S.A. El 19 de julio de 2008, se constituyó el Tribunal Arbitral y se firmó el Acta de Términos de Referencia. Actualmente, las partes se encuentran a la espera de decisión del Tribunal Arbitral referente a la bifurcación del caso, estimándose para octubre de 2009 la celebración de la audiencia en la que se oirán y discutirán los argumentos de fondo del caso (véase la nota 9-a).
Paralelamente al desarrollo del procedimiento arbitral de fondo, el 26 y 27 de diciembre de 2007, Mobil Cerro Negro Ltd. presentó una solicitud para que se dictara una orden de embargo ante el Juzgado del Distrito Sur de Nueva York, siendo la misma accesoria al mencionado arbitraje. El embargo solicitado afectó $300 millones (Bs.F.645 millones) depositados en las cuentas de PDVSA Cerro Negro, mantenidas en The Bank of New York Mellon y corresponden a fondos liberados en favor de PDVSA Cerro Negro, como consecuencia de la recompra de la deuda contraída para el financiamiento del Proyecto Cerro Negro. La orden de embargo se otorgó sin notificar previamente a PDVSA Cerro Negro de la solicitud y fue confirmada el 13 de febrero de 2008. Este procedimiento ha concluido con la confirmación. La suma embargada continuará retenida hasta la terminación del arbitraje (véase la nota 18).
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31 de diciembre de 2008 y 2007
122 (Continúa)
Mobil Cerro Negro Ltd. también solicitó una orden de congelamiento y entrega de información a nivel mundial que fue otorgada por la Corte Suprema de Inglaterra y Gales el 24 de enero de 2008. La orden pretendía prohibir a Petróleos de Venezuela, S.A. la disposición de sus activos en Inglaterra y Gales y la obligaba a mantener, a nivel mundial, activos libres de gravámenes por un monto de $12.000 millones (Bs.F.25.800 millones). Esta orden no prohibía a PDVSA disponer de cualquiera de sus activos en el curso ordinario y apropiado de sus negocios. PDVSA presentó su argumentación de defensa el 14 de febrero de 2008. El 18 de marzo de 2008, la Corte Suprema de Inglaterra y Gales emitió posición a favor de PDVSA, donde rechazó la orden de congelamiento otorgada anteriormente.
El 5 de marzo de 2008, la OPEP emitió resolución expresando su apoyo a la República Bolivariana de Venezuela y a PDVSA, en el ejercicio de su derecho soberano para el manejo de sus recursos naturales, en concordancia con las leyes internacionales, un derecho reiterado por las Declaraciones de las Cumbres de Jefes de Estado y de Gobiernos de Argel, Caracas y Riyadh.
PDVSA considera que la resolución de esta disputa no tendrá un efecto significativo sobre sus operaciones y situación financiera.
Otros Litigios y Reclamos
En enero de 2008, se inició un procedimiento consolidado de los cinco que cursaban en distintos Tribunales de los Estados Unidos de América, donde varias empresas norteamericanas demandaron a PDVSA y sus filiales domiciliadas en los Estados Unidos de América. El procedimiento es consolidado en la Corte del Distrito Sur en Houston-Texas y los demandantes alegan que se están violando las Leyes Anti-monopolio de los Estados Unidos de América, en perjuicio de los consumidores. Al 31 de diciembre de 2008, las demandadas se encuentran a la espera de la decisión del Tribunal respecto a la desestimación del caso.
El 30 de julio de 2007, el Tribunal 9° Superior de lo Contencioso Tributario de la República Bolivariana de Venezuela, dictó sentencia respecto a un recurso interpuesto por PDVSA Petróleo contra actas de reparo emitidas por la Administración Tributaria, en las que se objetaba la deducibilidad del aporte efectuado, de conformidad con el Artículo Nº 6 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos (LOH). En dicha sentencia se concluye que sólo serían susceptibles de deducción las exportaciones de "petróleo" y no otros productos o subproductos de los hidrocarburos; y que debe ser interpretado de manera restrictiva por cuanto involucra un beneficio fiscal (deducción). La gerencia de PDVSA y sus asesores legales han manifestado que la señalada sentencia, en principio, parece tener consistencia con el texto legal; sin embargo, defenderán el criterio de la deducibilidad a través de un recurso de apelación ante la Sala Político Administrativa del Tribunal Supremo de Justicia (TSJ). Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, la provisión para litigios y otros reclamos por los conceptos antes mencionados es de $1.345 millones (Bs.F.2.892 millones) y $338 millones (Bs.F.726 millones), respectivamente, en la cual se incluyen un conjunto de casos que responden a las deducciones previstas en el Artículo N° 6 de la LOH y sobre los cuales no ha habido pronunciamiento judicial alguno, pero que en criterio de la gerencia de la Compañía y sus asesores legales, deben ser igualmente considerados en dicha provisión (véase la nota 25).
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123 (Continúa)
El 25 de junio de 2007, la Sala Constitucional del TSJ declaró inadmisible el recurso de revisión interpuesto por la representación judicial de PDVSA Petróleo en contra de la decisión de fecha 16 de febrero de 2006, de la Sala Político Administrativa del TSJ, que declaró sin lugar la apelación interpuesta por PDVSA Petróleo contra la resolución del Servicio Nacional Integrado de Administración Aduanera y Tributaria (SENIAT), de fecha 17 de noviembre de 1999, relacionada con obligaciones tributarias correspondientes a los años 1994, 1995 y 1996, por $830 millones (Bs.F.1.785millones). En junio de 2008, la Compañía efectuó pagos por este concepto con Certificados de Reintegros Tributarios (CERT) por $682 millones (Bs.F.1.466 millones) a favor del SENIAT (véase la nota 14-f) y $13 millones (Bs.F.28 millones) en efectivo. Al 31 de diciembre de 2008, la provisión para litigios y otros reclamos incluye $135 millones (Bs.F.291 millones) por este concepto (véase la nota 25).
La Compañía está involucrada en otros reclamos y acciones de orden legal en el curso normal de sus operaciones por $1.412 millones (Bs.F.3.036 millones). En opinión de la gerencia y sus asesores legales, la disposición final de estos reclamos no tendrá un efecto material adverso sobre la posición financiera de la Compañía, resultados de sus operaciones o su liquidez.
Al 31 de diciembre de 2008, existen otros reclamos y acciones de orden legal vinculados a asuntos tributarios, civiles y laborales por los cuales la gerencia de PDVSA ha estimado reconocer una provisión de $645 millones (Bs.F.1.386 millones).
Con base en el análisis de la información disponible, se incluye en acumulaciones y otros pasivos una provisión, al 31 de diciembre de 2008 y 2007, por $2.125 millones (Bs.F.4.569 millones) y $1.810 millones (Bs.F.3.890 millones), respectivamente (véase la nota 25). Si las demandas y reclamos conocidos se resolvieran de una manera adversa para la Compañía en montos mayores que los acumulados, entonces estos resultados podrían tener un efecto material adverso sobre los resultados de estas operaciones. A pesar que no es posible predecir la resolución final de estas demandas y reclamos, la gerencia, basada en parte en la recomendación de sus asesores legales, no considera que sea probable que pérdidas asociadas con los mencionados procedimientos legales, que excedan los estimados ya reconocidos, generen montos importantes para la situación financiera de la Compañía o en los resultados de sus operaciones.
Cumplimiento con Regulaciones Ambientales
La mayoría de las filiales de PDVSA, tanto en Venezuela como en el extranjero, están sujetas a diversas leyes y reglamentos ambientales que requieren gastos significativos para modificar sus instalaciones y prevenir o subsanar los efectos ambientales del manejo de desechos y derrames de agentes contaminantes. En los Estados Unidos de América y Europa, las operaciones están sujetas a una serie de leyes y reglamentos federales, estatales y locales que pueden exigir a las compañías tomar acciones para subsanar o aliviar los efectos de la desactivación temprana de plantas o el derrame de contaminantes sobre el ambiente.
PDVSA está llevando a cabo acciones para prevenir los riesgos ambientales, proteger la salud de las personas y preservar la integridad de sus instalaciones. Durante el año 2008, PDVSA continuó implantando su sistema de Gerencia Integral de Riesgos (SIR-PDVSA®) en toda la Compañía, el cual estima completar en el año 2012. Este sistema se basa en estándares y prácticas internacionales como ISO 9000 para el control de documentación; ISO 14001 para manejo ambiental; ISO 18000 y el British Standard BS8800 para salud ocupacional; y los lineamientos del American Petroleum Institute (API) para
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124 (Continúa)
seguridad de los procesos. PDVSA ha invertido aproximadamente $42 millones (Bs.F.90 millones) e invertirá adicionalmente $1 millón (Bs.F.2 millones) para completar la implementación total del SIR-PDVSA. Adicionalmente, PDVSA tiene un plan de inversión para cumplir con los reglamentos ambientales en Venezuela, a través del cual se ejecutaron $118 millones (Bs.F.254 millones) en el año 2008, discriminados de la siguiente manera: $84 millones (Bs.F.181 millones) en proyectos de adecuación ambiental, y $34 millones (Bs.F.73 millones) para otras inversiones relacionadas con el ambiente e higiene ocupacional. CITGO estima inversiones de aproximadamente $271 millones (Bs.F.583 millones) para proyectos que regulen los riesgos ambientales para el año 2009.
Adicionalmente, y como parte de su responsabilidad ambiental, PDVSA mantiene un plan de saneamiento y restauración ambiental en relación con los pasivos que se generaron hasta el año 2004. Este plan tiene una duración de 12 años, a partir de su inicio en el año 2001 y contempla el saneamiento de fosas, lodos y crudo fuera de especificación; materiales y desechos peligrosos; instalaciones, equipos abandonados y a desmantelar; áreas impactadas por la actividad petrolera y las fuentes radioactivas. Al 31 de diciembre de 2008, se han saneado 2.778 fosas de hidrocarburos de las 13.460 fosas existentes, quedando por sanear 10.682 fosas. Con base en el análisis de la información detallada disponible, PDVSA estimó los pasivos relacionados con el saneamiento y la restauración del ambiente y reconoció gastos en los resultados de los años 2008 y 2007 por $583 millones (Bs.F.1.254millones) y $482 millones (Bs.F.1.036 millones), respectivamente. Los saldos de las acumulaciones para asuntos ambientales, al 31 de diciembre de 2008 y 2007, son de $1.640 millones (Bs.F.3.526 millones) y $1.126 millones (Bs.F.2.420 millones), respectivamente (véase la nota 25).
CITGO ha recibido varias notificaciones de violación de la Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos de América (Environmental Protection Agency - EPA) y otras agencias reguladoras, que incluyen notificaciones bajo el Federal Clean Air Act y podría ser designada como parte potencialmente responsable (PRP), conjuntamente con otras compañías, con respecto a las localidades que se encuentran bajo el Comprehensive Enviromental Response, Compensation and Liability Act (CERCLA). Estas notificaciones se están revisando y, en algunos casos, se están tomando acciones de recuperación. CITGO se encuentra comprometido con negociaciones para establecer acuerdos con los organismos mencionados anteriormente.
Es posible que existan condiciones que requieran de gastos adicionales en diversos lugares, incluyendo, pero no limitados, a los complejos operativos, estaciones de servicio y terminales de almacenamiento de petróleo crudo de PDVSA. La gerencia considera que estos asuntos, durante el curso normal de las operaciones, no tendrán efectos significativos con respecto a la situación financiera, la liquidez o las operaciones consolidadas de PDVSA.
(30) Operaciones con Empresas y Entidades Relacionadas
PDVSA considera como partes relacionadas a su Accionista, sus compañías afiliadas, entidades controladas de forma conjunta, directores y ejecutivos de la Compañía y sus familiares, fondo de jubilación de los empleados, empresas propiedad del Accionista y otras instituciones gubernamentales.
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A continuación se resumen las operaciones y saldos con partes relacionadas (en millones): Años terminados el 31 de diciembre de
2008 2007 2008 2007Dólares Bolívares Fuertes
Actividades del año:Ingresos:
Ventas:Afiliadas y entidades controladas de forma conjunta 15.310 11.071 32.917 23.803 Empresas propiedad del Accionista y otras instituciones
gubernamentales 674 473 1.450 1.016 Participación patrimonial en resultados netos de afiliadas y
entidades controladas de forma conjunta (véase la nota 16):Operaciones continuas 153 732 329 1.576 Operaciones descontinuadas 3 1 6 2
Otros ingresos 86 97 185 209
Costos y gastos:Compras de petróleo crudo y sus productos 5.817 5.187 12.507 11.152 Regalías, impuesto de extracción y otros impuestos (véase la nota 14) 23.462 21.981 50.443 47.254 Otros 73 55 157 118
Gasto estimado de impuesto sobre la renta en Venezuela (véase la nota 14-a) 6.952 4.952 14.946 10.647
Aportes y contribuciones para el desarrollo social 14.733 14.102 31.677 30.319
31 de diciembre de
2008 2007 2008 2007Dólares Bolívares Fuertes
Saldos al final del año:Inversiones contabilizadas bajo el método de participación
patrimonial (véase la nota 16) 1.935 2.088 4.160 4.498 Edificaciones usadas por entes gubernamentales (véase la nota 17) 56 82 120 177 Cuentas por cobrar a largo plazo (véase la nota 17) 1.489 1.697 3.201 3.649 Créditos fiscales por recuperar (véase la nota 14-f) 6.344 5.576 13.640 11.988 Entes ejecutores del FONDESPA (veánse las notas 17 y 18) 534 836 1.148 1.798 Contribuciones al FEM (véase la nota 18) 825 805 1.774 1.731 Fideicomisos suscritos con el BANDES (véase la nota 18) 693 698 1.490 1.503 Fideicomisos suscritos con BANFOANDES (véase la nota 18) 12 14 26 29 Impuesto sobre la renta pagado en exceso (véase la nota 21) 5.893 6.100 12.669 13.115 Impuesto sobre la renta por pagar en Venezuela (véase la nota 14) 1.900 3.427 4.086 7.368 Acumulaciones y otros pasivos (véase la nota 25) 9.317 11.926 20.032 25.631 Cuentas por pagar a proveedores (véase la nota 26) 32 278 69 597
Documentos y cuentas por cobrar (véase la nota 20):Afiliadas y entidades controladas de forma conjunta 841 1.010 1.807 2.172 Empresas propiedad del Accionista y otras instituciones
gubernamentales 1.956 1.814 4.206 3.900 2.797 2.824 6.013 6.072
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Saldos y Transacciones con el Accionista
Durante el año 2008, se pagaron regalías en efectivo al Estado por $22.473 millones (Bs.F.48.317 millones), asimismo durante el año 2008, PDVSA despachó petróleo crudo y productos por 168 MBD y 86 MBD, con un valor de $6.462 millones (Bs.F.13.893 millones) y $2.166 millones (Bs.F.4.657 millones), respectivamente, en el marco de los convenios de Cooperación Energética (véase la nota 9-e) y del Convenio de Constitución del Fondo Conjunto Chino-Venezolano (véase la nota 30). Según lo establecido en el Artículo N° 45 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, estos volúmenes entregados por cuenta de la República, son considerados como el cumplimiento de parte de la obligación que tiene PDVSA por concepto de regalía (véanse las notas 14-e, 17 y 20).
Al 31 de diciembre de 2007 el saldo de las regalías por pagar, se presenta neto de $500 millones (Bs.F.1.075 millones) correspondientes a un pago efectuado a la República Bolivariana de Venezuela a título de adelanto de regalías (véase la nota 25).
Como parte del proceso de apoyo a los proyectos sociales llevados a cabo por el Gobierno Nacional (véase la nota 1), PDVSA efectuó los siguientes aportes y contribuciones durante los años 2008 y 2007 (en millones):
Años terminados el 31 de diciembre de2008 2007 2008 2007
Dólares Bolívares Fuertes
Aportes para el desarrollo social incurridos a través de los fideicomisosen BANDES y otras instituciones financieras gubernamentales (véanse las notas 17 y 18):
Programas y Proyectos de Desarrollo Habitacional y de Infraestructura - 558 - 1.200 FONDESPA (véase la nota 18) 60 195 130 419 Plan de Siembra y Producción 2005 858 837 1.845 1.800 Convenio Integral Bolivia - Venezuela 166 66 357 142 Convenio Integral Argentina - Venezuela 179 172 385 370 Convenio Integral Uruguay - Venezuela 5 72 11 155 Fondo Alba Caribe - 62 - 133 Obras Hidráulicas 47 - 101 - Plan Vialidad 2006 - 169 - 363
1.315 2.131 2.829 4.582
Aportes a misiones, comunidades y otros:Misión Ribas 311 133 669 286 Misión Vuelvan Caras - 40 - 86 Misión Barrio Adentro I, II y III - 3.091 - 6.646 Misión Sucre 15 13 32 28 Misión Mercal - 904 - 1.944 Misión Árbol - 24 - 52 Misión Música - 43 - 92 Misión Vivienda 14 - 30 - Desarrollo Integral de Eficiencia Energética 234 - 503 - Apoyo a Misiones y comunidades 437 939 938 2.019 Otros - 23 - 48
1.011 5.210 2.172 11.201
Contribución especial al FONDEN (véase la nota 33-c) 5.730 - 12.320 - Aportes al FONDEN (véase la nota 4) 6.677 6.761 14.356 14.536
14.733 14.102 31.677 30.319
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Los aportes de PDVSA a los fideicomisos, excepto los correspondientes al FONDESPA, son reconocidos directamente como aportes y contribuciones para el desarrollo social, en el momento en que se efectúan los desembolsos, quedando en los fideicomitentes y en los beneficiarios la responsabilidad administrativa de los fondos. Los aportes al FONDESPA son reconocidos como efectivo restringido, cuentas por cobrar a largo plazo a los entes ejecutores (véanse las notas 17 y 18) o como aportes y contribuciones para el desarrollo de acuerdo con las condiciones establecidas en los respectivos contratos.
Hasta el 31 de diciembre de 2007, parte de los insumos recibidos para los proyectos sociales, eran pagados mediante la compensación de cuentas por cobrar derivadas de ventas de petróleo crudo realizadas en el marco del Acuerdo de Cooperación Energética de Caracas (véase la nota la 9-e).
Saldos y Transacciones con Afiliadas y Entidades Controladas de Forma Conjunta
Los documentos y cuentas por cobrar a afiliadas y entidades controladas de forma conjunta comprenden lo siguiente (en millones):
31 de diciembre de2008 2007 2008 2007
Dólares Bolívares Fuertes
PDV Cupet 462 72 993 155 Hovensa 314 780 675 1.677 Nynas 49 105 105 226 Mt. Vernon 16 53 34 114
841 1.010 1.807 2.172
Durante los años 2008 y 2007, PDVSA efectuó ventas a afiliadas y entidades controladas de forma conjunta, las cuales se resumen a continuación (en millones):
Años terminados el 31 de diciembre de2008 2007 2008 2007
Dólares Bolívares Fuertes
Hovensa 9.210 7.268 19.802 15.629 Nynas 1.376 1.023 2.958 2.199 Chalmette Refining 619 1.164 1.331 2.503 ROG 886 557 1.905 1.198 MC Bitor LTD 536 467 1.152 1.004 Mount Vernon Phenol Plant (Mt. Vernon) 305 333 656 716 Thyssen Citgo Petcoke Corporation 236 188 507 404 PDV Cupet 2.142 71 4.605 153
15.310 11.071 32.916 23.806
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PDVSA mantiene varios acuerdos de suministros que se resumen a continuación:
Convenio desuministro
Entidad (MBD) Año de finalizaciónROG 245 Período de la asociación, más 3 años adicionalesNynas 57 Período de la asociación, más 3 años adicionalesHovensa 270 Entre 2014-2022
572
Producto de los acuerdos de suministro suscritos, PDVSA Petróleo vendió a afiliadas y entidades controladas de forma conjunta durante los años 2008 y 2007, materia prima y otros productos por $12.728 millones (Bs.F.27.365 millones) y $8.362 millones (Bs.F.17.978 millones), respectivamente. Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, los saldos pendientes relacionados con estas operaciones por $825 millones (Bs.F.1.773 millones) y $957 millones Bs.F.2.058 millones), respectivamente, se incluyen en documentos y cuentas por cobrar a empresas y entidades relacionadas.
Durante los años 2008 y 2007, CITGO vendió a afiliadas y entidades controladas de forma conjunta, principalmente a precios de mercado, materia prima y otros productos por $544 millones y $521 millones (Bs.F.1.169 millones y Bs.F.1.120 millones), respectivamente. Los saldos pendientes relacionados con estas operaciones al 31 de diciembre de 2008 y 2007, por $51 millones (Bs.F.109 millones) y $85 millones (Bs.F.178 millones), respectivamente, se incluyen en documentos y cuentas por cobrar a empresas y entidades relacionadas.
Durante los años 2008 y 2007, CITGO adquirió productos refinados de varias compañías afiliadas y entidades controladas de forma conjunta (Hovensa, Chalmette Refining y Mt. Vernon) bajo acuerdos a largo plazo. Estas compras, por $5.817 millones (Bs.F.12.506 millones) en el año 2008 y $5.060 millones (Bs.F.10.879 millones) en el año 2007, se incluyen en los estados consolidados de resultados de cada año como compras de petróleo crudo y sus productos. Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, las cuentas por pagar a proveedores incluyen $31 millones (Bs.F.67 millones) y $262 millones (Bs.F.563 millones), respectivamente, relacionadas con estas operaciones.
Durante el período de nueve meses terminado el 30 de septiembre de 2007, PDVSA compró crudo mejorado a Petrozuata por $127 millones (Bs.F.273 millones), que se incluyen en compras de petróleo crudo y sus productos en los estados consolidados de resultados. Adicionalmente, Petrozuata reembolsó a PDVSA Petróleo gastos operativos por $24 millones (Bs.F.52 millones), correspondientes al período de nueve meses terminado el 30 de septiembre de 2007 (véanse las notas 9-a y 16).
Al 31 de diciembre de 2008 y 2007 PDVSA, a través de la filial BITOR, suministró a SINOVENSA (afiliada de BITOR) fondos por $31 millones (Bs.F.66 millones) y $88 millones (Bs.F.189 millones), respectivamente, para mantener la continuidad operativa de esta compañía, que se incluyen en las cuentas por cobrar a largo plazo. Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, este rubro incluye $182 millones (Bs.F.391 millones) y $372 millones (Bs.F.800 millones) por este concepto (véase la nota 9-a).
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Saldos y Transacciones con Personal Clave de la Gerencia
Durante los años 2008 y 2007, las compensaciones hechas por PDVSA a sus directores, por concepto de sueldos y retribuciones a la seguridad social, fueron de aproximadamente $1,69 millones (Bs.F.3,63 millones) y $1,53 millones (Bs.F.3,29 millones), respectivamente.
En adición a los sueldos y retribuciones a la seguridad social, la Compañía también otorga beneficios no monetarios a sus directores y contribuye con beneficios definidos por contrato y beneficios post-retiro. De acuerdo con los términos del contrato colectivo de PDVSA, los directores tienen los mismos derechos que el resto del personal, en cuanto a las condiciones de elegibilidad para optar por el plan de jubilación y para los otros beneficios post-retiro distintos a los planes de jubilación. Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, el pasivo reconocido por estos conceptos es aproximadamente de $2,21 millones (Bs.F.4,75 millones) y $1 millón (Bs.F.2,15 millones), respectivamente (véase la nota 24).
Algunos de los directores de la Compañía mantienen posiciones claves en otras entidades relacionadas. Como parte de sus atribuciones, pueden influir sobre las políticas operacionales y financieras en dichas entidades.
Saldos y Transacciones con Empresas propiedad del Accionista y otras instituciones gubernamentales
Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, las cuentas por cobrar a largo plazo a entidades relacionadas incluyen principalmente cuentas por cobrar a los empleados por $469 millones (Bs.F.1.008 millones) y $226 millones (Bs.F.486 millones), respectivamente, correspondiente a préstamos a empleados por beneficios contractuales y cuentas por cobrar a PEQUIVEN por $332 millones (Bs.F.714 millones) y $103 millones (Bs.F.221 millones), respectivamente, por fondos suministrados para ser utilizados como capital de trabajo.
Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, se han identificado ciertos activos con valor neto en libros de $56 millones (Bs.F.120 millones) y $82 millones (Bs.F.177 millones), respectivamente, que corresponden a edificaciones de PDVSA usadas por entidades adscritas a organismos gubernamentales. Durante el año 2004, se formalizaron ciertos contratos de comodato para algunas de estas edificaciones. Los acuerdos en relación con las condiciones para el uso y la posible transferencia futura del resto de estas edificaciones, se encuentran en proceso de determinación y formalización legal. Los gastos por concepto de mantenimiento y otros cargos de estos activos son asumidos por PDVSA, la cual no recibe ninguna contraprestación de parte de las entidades adscritas a organismos gubernamentales por el uso de los mismos. Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, el valor de dichas edificaciones se presenta en el rubro de otros activos (véase la nota 17).
El 5 de mayo de 2008, se publicó en Gaceta Oficial N° 38.923 el Acta Constitutiva Estatutaria de la Fundación Fondo Nacional para la Producción Lechera (FONAPROLE), adscrita a la filial PDVSA Agrícola, cuyo objeto será el de llevar a cabo la gestión de las políticas y el Plan Nacional de Financiamiento a programas del Ejecutivo Nacional en materia de producción lechera, para lograr el fortalecimiento de este sector. Por lineamientos del Ejecutivo Nacional, PDVSA aportó como capital de trabajo $300 millones (Bs.F.645 millones).
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31 de diciembre de 2008 y 2007
130 (Continúa)
Con la finalidad de atender los lineamientos establecidos por el MENPET y los planes estratégicos de PDVSA, la Compañía continuó, temporalmente, apoyando financieramente las actividades de PEQUIVEN. Este apoyo incluye préstamos para capital de trabajo con la finalidad de ejecutar el plan de inversiones del año 2006, descuentos en los precios del gas metano y financiamiento de cuentas por cobrar hasta por 180 días. Durante el año 2008 y 2007, PDVSA suministró a PEQUIVEN fondos por $240 (Bs.F.516 millones) y $15 millones (Bs.F.32 millones), respectivamente, para ser utilizados como capital de trabajo, las cuales se incluyen en las cuentas por cobrar a largo plazo (véase la nota 17).
Los documentos y cuentas por cobrar a empresas propiedad del Accionista y otras instituciones gubernamentales comprenden lo siguiente (en millones):
31 de diciembre de2008 2007 2008 2007
Dólares Bolívares Fuertes
Enelven 319 140 686 301 Fuerzas Armadas Nacionales - 20 - 43 Pequiven 269 164 578 353 CADAFE 951 1.090 2.045 2.344 Asociación Civil "Administradora de los Fondos
de Pensiones de los Jubilados de Petróleos deVenezuela, S.A." - 7 - 15
Cuentas por cobrar a empleados 219 154 471 331 Otros 198 239 426 513
1.956 1.814 4.206 3.900
Durante los años 2008 y 2007, PDVSA efectuó ventas a empresas propiedad del Accionista y otras instituciones gubernamentales, las cuales se resumen a continuación (en millones):
Años terminados el 31 de diciembre de2008 2007 2008 2007
Dólares Bolívares Fuertes
C.A. de Administración y Fomento Eléctrico (CADAFE) 34 50 73 108 Siderúrgica del Orinoco, C.A. 40 39 86 84 C. A. Energía Eléctrica de Venezuela (Enelven) 55 47 118 101 Metanol de Oriente, S.A. (Metor) 97 49 209 105 Supermetanol, C.A. 93 74 200 159 Fertilizantes Nitrogenados de Venezuela, C.E.C. (Fertinitro) 217 83 467 178 PEQUIVEN 14 44 30 95 Otros 124 87 267 186
674 473 1.450 1.016
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31 de diciembre de 2008 y 2007
131 (Continúa)
Durante el año 2008, las cuentas por cobrar a CADAFE incluyen, principalmente, las operaciones efectuadas por PDVSA Petróleo de suministro de diesel liviano y de apoyo financiero para ejecutar el plan de inversiones, las cuales pueden ser compensadas con el servicio de suministro de energía proporcionado por CADAFE. En este sentido, durante los años 2008 y 2007, PDVSA Petróleo compensó cuentas por cobrar a CADAFE por $24 millones (Bs.F.52 millones) y $25 millones Bs.F.54 millones), respectivamente.
Las operaciones efectuadas con entidades relacionadas al 31 de diciembre de 2008 y 2007, no indican necesariamente los resultados que se habrían obtenido de haberse realizado estas transacciones con terceras partes.
(31) Información sobre Operaciones de Producción, Refinación y Exportaciones
A continuación se presenta un resumen sobre los datos operacionales, relacionados con la producción de crudo, refinación y exportación, con base en los registros auxiliares de la Compañía y en los reportes de producción fiscalizada del Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo (expresados en miles de barriles diarios - MBD):
Años terminados el31 de diciembre de2008 2007
Producción de Crudo:Gestión directa (1) 2.382 2.292 Empresas mixtas liviano - mediano 378 316 Empresas mixtas de la Faja Petrolífera del Orinoco (2) 446 - Participación de PDVSA en las asociaciones de la Faja
Petrolífera del Orinoco (2) 29 267 Crudo extrapesado (menos de 8 grados API) (3) - 29
Total producción propia de PDVSA 3.235 2.904 Producción Nación (4) 3.260 3.150
Capacidad de refinación (no auditada):Sector nacional (5) 1.303 1.303 Sector internacional (6) 1.732 1.795
Total capacidad de refinación 3.035 3.098 Volumen de crudo procesado en las refinerías:
Sector nacional 1.010 1.004 Sector internacional (no auditado) 1.431 1.517
Total volumen de crudo procesado en las refinerías 2.441 2.521 Exportación propia:
Crudos 2.213 1.874 Productos 663 622
Total exportación propia 2.876 2.496 Exportación Nación (7, 8 y 9) 2.897 2.789
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Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2008 y 2007
132 (Continúa)
(1) Incluye petróleo crudo condensado de planta por 8 MBD en el año 2008 y 7 MBD en el año 2007.
(2) En Gaceta Oficial Nº 38.801, del 1 de noviembre de 2007, la Asamblea Nacional aprobó la creación de las empresas mixtas de la Faja Petrolífera del Orinoco, las cuales iniciaron sus operaciones en el año 2008 (véase la nota 9-a).
(3) La producción de crudo extrapesado menor a 8° API orientada a Orimulsión dejó de producirse en el año 2007.
(4) Incluye 25 MBD en el año 2008 y 246 MBD en el año 2007, correspondiente a la participación de terceros en las asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco. Los estados financieros del año 2007 de las asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco fueron auditados por contadores públicos independientes distintos a los de PDVSA (véase la nota 9-a).
(5) Incluye las refinerías del sector nacional: Centro Refinador Paraguaná – CRP (Amuay, Cardón y Bajo Grande), El Palito, Puerto la Cruz y San Roque.
(6) Incluye la alícuota correspondiente a PDVSA de las refinerías del sector internacional (Nynas AB, Ruhr Oel GmbH, Hovensa LLC y Chalmette Refining LLC); asimismo en las refinerías Isla, Lake Charles, Lemont, Corpus Christi; la participación de PDVSA es de un 100%.
(7) Incluye 21 MBD en el año 2008 y 293 MBD en el año 2007, correspondiente a la participación de terceros en las asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco (véase la nota 9-a).
(8) Incluye ventas a Petroecuador por 38 MBD en el año 2008 y 25 MBD en al año 2007, las cuales se presentan en los estados financieros consolidados compensadas de las compras realizadas en el marco del convenio energético existente entre PDVSA y Petroecuador.
(9) Incluye 131 MBD por Convenios de Cooperación Energética y 56 MBD de Fondo Chino despachados según acuerdos suscritos entre la República Bolivariana de Venezuela y los países integrantes de dichos acuerdos.
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2008 y 2007
(32) Información Financiera de los Sectores Nacional e Internacional
Sector NacionalExploración y Refinación, comercio, Total Sector Sector Consolidado
producción Gas suministro y otros Nacional Internacional reclasificaciones (1) MundialDólares - 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007
Propiedades, plantas y equipos, neto 49.228 33.503 8.818 6.977 9.898 7.046 67.944 47.526 5.066 4.910 - - 73.010 52.436 Inversiones contabilizadas bajo el método de
participación patrimonial - - 106 100 1.357 2.215 1.463 2.315 2.076 2.269 (1.604) (2.496) 1.935 2.088 Impuesto sobre la renta diferido 3.453 1.639 308 235 3.381 2.612 7.142 4.486 223 - 360 857 7.725 5.343 Cuentas por cobrar a largo plazo y otros activos 3.662 5.296 46 371 3.157 548 6.865 6.215 490 653 (3.798) (2.701) 3.557 4.167 Créditos fiscales por recuperar, neto de porción
circulante 4.121 3.498 - - 1.453 520 5.574 4.018 - - (2.166) (1.788) 3.408 2.230 Efectivo restringido, neto de porción corriente 976 917 - - 797 819 1.773 1.736 - 7 - - 1.773 1.743
Total activo no corriente 61.440 44.853 9.278 7.683 20.043 13.760 90.761 66.296 7.855 7.839 (7.208) (6.128) 91.408 68.007
Inventarios 1.693 1.483 359 213 4.212 2.671 6.264 4.367 3.144 5.058 (730) (955) 8.678 8.470 Créditos fiscales por recuperar 408 204 47 77 304 1.273 759 1.554 11 4 2.166 1.788 2.936 3.346 Documentos y cuentas por cobrar 2.856 1.714 495 994 5.315 10.582 8.666 13.290 4.523 3.362 (2.379) (5.427) 10.810 11.225 Gastos pagados por anticipado y otros activos 1.660 1.241 925 176 6.521 5.545 9.106 6.962 3.385 3.320 (3.162) (2.561) 9.329 7.721 Efectivo restringido 90 1.497 - - 201 14 291 1.511 56 44 - - 347 1.555 Efectivo y equivalentes de efectivo 1.434 314 (5) 17 1.230 1.709 2.659 2.040 1.824 1.285 - - 4.483 3.325 Activos mantenidos para para la venta - - - - 3.744 2.768 3.744 2.768 97 477 - - 3.841 3.245
Total activo corriente 8.141 6.453 1.821 1.477 21.527 24.562 31.489 32.492 13.040 13.550 (4.105) (7.155) 40.424 38.887 Total activo 69.581 51.306 11.099 9.160 41.570 38.322 122.250 98.788 20.895 21.389 (11.313) (13.283) 131.832 106.894
47.770 25.198 8.002 4.842 9.725 20.476 65.497 50.516 7.170 9.077 (1.154) (3.531) 71.513 56.062
Deuda financiera, neta de porción corriente 5.683 5.880 355 1.597 4.663 4.367 10.701 11.844 2.169 1.285 548 505 13.418 13.634 Beneficios a los empleados y otros beneficios
post-retiro, neto de porción corriente 1.854 808 232 665 1.773 698 3.859 2.171 609 745 809 (408) 5.277 2.508 Impuesto sobre la renta diferido 4 16 1 1 614 863 619 880 1.083 1.208 - 314 1.702 2.402 Acumulaciones y otros pasivos, neto de porción
corriente 2.408 1.045 246 385 4.756 365 7.410 1.795 4.512 4.045 (6.386) (4.028) 5.536 1.812
Total pasivo no corriente 9.949 7.749 834 2.648 11.806 6.293 22.589 16.690 8.373 7.283 (5.029) (3.617) 25.933 20.356 Deuda financiera 717 1.237 - 350 876 216 1.593 1.803 68 1.074 16 100 1.677 2.977 Beneficios a los empleados y otros beneficios
post-retiro 125 162 - 1 1.090 321 1.215 484 69 18 (808) (12) 476 490 Cuentas por pagar a proveedores 878 4.354 829 649 5.306 4.512 7.013 9.515 3.491 2.390 (2.948) (8.794) 7.556 3.111 Impuesto sobre la renta por pagar 1.434 2.840 87 154 379 - 1.900 2.994 147 55 - (1) 2.047 3.048 Acumulaciones y otros pasivos 8.708 9.766 1.347 516 10.571 5.769 20.626 16.051 1.577 1.462 (1.390) 2.572 20.813 20.085 Pasivos mantenidos para la venta - - - - 1.817 735 1.817 735 - 30 - - 1.817 765
Total pasivo corriente 11.862 18.359 2.263 1.670 20.039 11.553 34.164 31.582 5.352 5.029 (5.130) (6.135) 34.386 30.476
Total pasivo 21.811 26.108 3.097 4.318 31.845 17.846 56.753 48.272 13.725 12.312 (10.159) (9.752) 60.319 50.832 Total patrimonio y pasivo 69.581 51.306 11.099 9.160 41.570 38.322 122.250 98.788 20.895 21.389 (11.313) (13.283) 131.832 106.894
(1) Representan eliminaciones, ajustes y reclasificaciones entre los sectores nacional e internacional para efectos de consolidación de los estados financieros.
Un resumen consolidado de la información financiera de PDVSA, por sectores y actividades se presenta a continuación, para dar cumplimiento al Artículo Nº 20 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos (en millones):
Pasivo
Eliminacionesajustes y
Activo
Patrimonio
133 (Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2008 y 2007
Sector NacionalExploración y Refinación, comercio, Total Sector Sector Consolidado
producción Gas suministro y otros Eliminaciones (1) Nacional Internacional y reclasificaciones (2) MundialDólares - 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007
Operaciones continuas:Ventas de petróleo crudo y sus productos:
Exportaciones y en el exterior, netas 58.316 41.163 1.464 1.497 29.277 21.186 - (2.141) 89.057 61.705 58.669 50.238 (25.238) (18.123) 122.488 93.820En Venezuela 14.302 10.173 3.866 3.235 19.802 10.189 (34.417) (21.276) 3.553 2.321 7.905 5.650 (8.654) (5.614) 2.804 2.357
Otras ventas - - - - 1.072 25 - (25) 1.072 - - - - 65 1.072 65
72.618 51.336 5.330 4.732 50.151 31.400 (34.417) (23.442) 93.682 64.026 66.574 55.888 (33.892) (23.672) 126.364 96.242
Costos y gastos:Compras de petróleo crudo y sus productos 13.928 6.798 865 538 35.292 21.042 (34.279) (21.276) 15.806 7.102 56.823 44.640 (33.129) (23.605) 39.500 28.137Otras compras - - - - 693 - - - 693 - - - - - 693 - Gastos de operación 9.755 4.822 913 948 2.900 1.784 - - 13.568 7.554 8.988 7.013 (171) 391 22.385 14.958Gastos de exploración 375 154 - - - - - - 375 154 - - - - 375 154 Depreciación y amortización 3.573 2.446 260 219 895 759 - - 4.728 3.424 492 515 - 79 5.220 4.018 Gastos de venta, administración y generales 1.987 723 269 179 2.269 862 - - 4.525 1.764 457 584 - 354 4.982 2.702 Regalías, impuesto de extracción y otros impuestos 22.348 21.248 655 511 459 222 - - 23.462 21.981 - - - - 23.462 21.981Aportes y contribuciones para el desarrollo social
Aportes para el desarrollo Sicial - 4.803 - 125 2.326 2.410 - - 2.326 7.338 - 3 - - 2.326 7.341 Contribuciones al FONDEN 9.938 - - - 2.469 6.761 - - 12.407 6.761 - - - - 12.407 6.761
EliminacionesAjustes
134 (Continúa)
(Ingresos) gastos financieros:Ingresos financieros - - - - (1.310) (458) - - (1.310) (458) (185) (108) (85) - (1.580) (566) Gastos financieros 348 402 1 1 1.362 530 - - 1.711 933 153 134 (84) - 1.780 1.067
Otros egresos (ingresos):Ganancia en venta de grupo de activos y pasivos
mantenidos para la venta - - - - - - - - - - (998) - - - (998) - Ganancia en venta de inversión en afiliadas - - - - - - - - - - - (641) - - - (641) Otros egresos (ingresos), neto 1.966 3.012 681 1.227 287 (3.917) - - 2.934 322 (896) 484 290 (933) 2.328 (127)
64.218 44.408 3.644 3.748 47.642 29.995 (34.279) (21.276) 81.225 56.875 64.834 52.624 (33.179) (23.714) 112.880 85.785
Participación patrimonial en resultados netos de afiliadasy entidades controladas en forma conjunta - - 32 33 (2) 61 - - 30 94 123 630 - 8 153 732
Ganancia antes impuesto sobre la renta 8.400 6.928 1.718 1.017 2.507 1.466 (138) (2.166) 12.487 7.245 1.863 3.894 (713) 50 13.637 11.189 Impuesto sobre la renta 2.338 2.600 356 402 794 1.105 - - 3.488 4.107 1.674 1.403 (881) (493) 4.281 5.017
Ganancia neta de operaciones continuas 6.062 4.328 1.362 615 1.713 361 (138) (2.166) 8.999 3.138 189 2.491 168 543 9.356 6.172
Operaciones descontinuadas:Ganancia de operaciones descontinuadas, neta de impuesto - - - - 73 71 - - 73 71 - 30 (16) - 57 101
Ganancia neta 6.062 4.328 1.362 615 1.786 432 (138) (2.166) 9.072 3.209 189 2.521 152 543 9.413 6.273
(1) Representa las eliminaciones de ventas, compras y costos entre actividades.(2) Representa las eliminaciones, ajustes y reclasificaciones de ventas, compras y otros entre los sectores nacional e internacional para efectos de consolidación de los estados financieros
El sector nacional se conforma principalmente por las siguientes compañías: Palmaven, S.A., Bitúmenes Orinoco, S.A., PDVSA Gas, S.A. y sus filiales, PDVSA Petróleo y sus filiales, S.A., Proesca, S.A., PDVSA Agrícola, S.A., Corporación Venezolana del Petróleo, S.A. y sus filiales, y Deltaven, S.A.
134 (Continúa)
PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA)(Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela)
Notas a los Estados Financieros Consolidados
31 de diciembre de 2008 y 2007
Sector NacionalExploración y Refinación, comercio, Total Sector Sector Eliminaciones, ajustes y Consolidado
producción Gas suministro y otros Nacional Internacional reclasificaciones (1) Mundial
Bolívares Fuertes - 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007
Propiedades, plantas y equipos, neto 105.840 72.031 18.959 15.001 21.281 15.133 146.080 102.165 10.892 10.557 - - 156.972 112.722 Inversiones contabilizadas bajo el método de participación
patrimonial - - 228 215 2.918 4.762 3.146 4.977 4.463 4.878 (3.449) (5.357) 4.160 4.498 Impuesto sobre la renta diferido 7.424 3.524 662 505 7.269 5.616 15.355 9.645 479 - 775 1.844 16.609 11.489 Cuentas por cobrar a largo plazo y otros activos 7.873 11.386 99 798 6.788 1.178 14.760 13.362 1.054 1.404 (8.166) (5.805) 7.648 8.961 Créditos fiscales por recuperar, neto de porción corriente 8.860 7.521 - - 3.124 1.118 11.984 8.639 - - (4.657) (3.845) 7.327 4.794 Efectivo restringido, neto de porción corriente 2.098 1.971 - - 1.714 1.761 3.812 3.732 - 15 - 2 3.812 3.749
Total activo no corriente 132.095 96.433 19.948 16.519 43.094 29.568 195.137 142.520 16.888 16.854 (15.497) (13.161) 196.528 146.213
Inventarios 3.640 1.456 772 458 9.056 7.475 13.468 9.389 6.760 10.875 (1.570) (2.055) 18.658 18.209 Créditos fiscales por recuperar 877 439 101 166 654 2.737 1.632 3.342 24 9 4.657 3.843 6.313 7.194 Documentos y cuentas por cobrar 6.140 3.685 1.064 2.137 11.427 22.751 18.631 28.573 9.724 7.228 (5.114) (11.667) 23.241 24.134 Gastos pagados por anticipado y otros activos 3.569 2.668 1.989 378 14.020 11.922 19.578 14.968 7.278 7.138 (6.799) (5.506) 20.057 16.600 Efectivo restringido 194 3.219 - - 432 30 626 3.249 120 95 - (3) 746 3.341 Efectivo y equivalentes de efectivo 3.083 675 (11) 37 2.645 3.674 5.717 4.386 3.922 2.763 (1) 4 9.638 7.153 Activos mantenidos para para la venta - - - - 8.050 5.951 8.050 5.951 209 1.025 (1) (1) 8.258 6.975
Total activo corriente 17.503 12.142 3.915 3.176 46.284 54.540 67.702 69.858 28.037 29.133 (8.828) (15.385) 86.911 83.606 Total activo 149.598 108.575 23.863 19.695 89.378 84.108 262.839 212.378 44.925 45.987 (24.325) (28.546) 283.439 229.819
103.091 52.443 17.205 10.411 20.911 45.739 141.207 108.593 15.416 19.517 (2.872) (7.580) 153.751 120.530
Deuda financiera, neta de porción corriente 12.218 12.642 763 3.434 10.025 9.389 23.006 25.465 4.663 2.763 1.181 1.085 28.850 29.313 Beneficios a los empleados y otros beneficios post-retiro,
neto de porción corriente 3.986 1.737 499 1.430 3.812 1.501 8.297 4.668 1.309 1.602 1.740 (878) 11.346 5.392 Impuesto sobre la renta diferido 9 34 2 2 1.320 1.855 1.331 1.891 2.328 2.597 1 674 3.660 5.162 Acumulaciones y otros pasivos, neto de porción corriente 5.177 2.247 529 828 10.225 785 15.931 3.860 9.701 8.697 (13.729) (8.662) 11.903 3.895
Total pasivo no corriente 21.390 16.660 1.793 5.694 25.382 13.530 48.565 35.884 18.001 15.659 (10.807) (7.781) 55.759 43.762
Deuda financiera 1.542 2.660 - 753 1.883 465 3.425 3.878 146 2.309 33 214 3.604 6.401 Beneficios a los empleados y otros beneficios post-retiro 269 348 - 2 2.344 690 2.613 1.040 148 39 (1.737) (25) 1.024 1.054 Cuentas por pagar a proveedores 1.888 9.361 1.782 1.395 11.408 9.701 15.078 20.457 7.506 5.138 (6.338) (18.906) 16.246 6.689 Impuesto sobre la renta por pagar 3.083 6.106 187 331 815 - 4.085 6.437 316 118 (1) (1) 4.400 6.554 Acumulaciones y otros pasivos 18.335 20.997 2.896 1.109 22.728 12.403 43.959 34.509 3.392 3.143 (2.603) 5.533 44.748 43.185 Pasivos mantenidos para la venta - - - - 3.907 1.580 3.907 1.580 - 64 - - 3.907 1.644
Total pasivo corriente 25.117 39.472 4.865 3.590 43.085 24.839 73.067 67.901 11.508 10.811 (10.646) (13.185) 73.929 65.527
Total pasivo 46.507 56.132 6.658 9.284 68.467 38.369 121.632 103.785 29.509 26.470 (21.453) (20.966) 129.688 109.289 Total patrimonio y pasivo 149.598 108.575 23.863 19.695 89.378 84.108 262.839 212.378 44.925 45.987 (24.325) (28.546) 283.439 229.819
(1) Representan eliminaciones, ajustes y reclasificaciones entre los sectores nacional e internacional para efectos de consolidación de los estados financieros.
Activo
Patrimonio
Pasivo
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Eliminaciones,Exploración y Refinación, comercio, Total Sector Sector ajustes y Consolidado
producción Gas suministro y otros Eliminaciones (1) Nacional Internacional reclasificaciones (2) MundialBolívares Fuertes - 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007
Operaciones continuas:Ventas de petróleo crudo y sus productos:
Exportaciones y en el exterior, netas 125.379 88.500 3.148 3.219 62.946 45.550 - (4.603) 191.473 132.666 126.138 108.012 (54.262) (38.964) 263.349 201.714En Venezuela 30.749 21.872 8.312 6.955 42.574 21.906 (73.997) (45.743) 7.638 4.990 16.996 12.148 (18.605) (12.071) 6.029 5.067
Otras ventas - - - - 2.305 54 - (54) 2.305 - - - - 140 2.305 140
156.128 110.372 11.460 10.174 107.825 67.510 (73.997) (50.400) 201.416 137.656 143.134 120.160 (72.867) (50.895) 271.683 206.921
Costos y gastos:Compras de petróleo crudo y sus productos 29.945 14.616 1.860 1.157 75.878 45.239 (73.700) (45.743) 33.983 15.269 122.169 95.976 (71.227) (50.754) 84.925 60.491 Otras compras - - - - 1.490 - - - 1.490 - - - - - 1.490 - Gastos de operación 20.972 10.367 1.963 2.038 6.235 3.836 - - 29.170 16.241 19.324 15.078 (367) 838 48.127 32.157 Gastos de exploración 806 331 - - - - - - 806 331 - - - - 806 331 Depreciación y amortización 7.681 5.259 559 471 1.924 1.632 - - 10.164 7.362 1.058 1.107 - 154 11.222 8.623 Gastos de venta, administración y generales 4.272 1.554 578 385 4.878 1.854 - - 9.728 3.793 983 1.256 762 10.711 5.811 Regalías, impuesto de extracción y otros impuestos 48.048 45.683 1.408 1.099 987 477 - - 50.443 47.259 - - - (5) 50.443 47.254 Aportes y contribuciones para el desarrollo social
Aportes para el desarrollo Sicial - 10.326 - 269 5.001 5.182 - - 5.001 15.777 - 6 - - 5.001 15.783 Contribuciones al FONDEN 21.367 - - - 5.309 14.536 - - 26.676 14.536 - - - - 26.676 14.536
(Ingresos) gastos financieros:Ingresos financieros - - (2.817) (985) (2.817) (985) (398) (232) (182) (3.397) (1.217) Gastos financieros 748 864 2 2 2.929 1.140 - - 3.679 2.006 329 288 (181) 3.827 2.294
Otros egresos (ingresos)Ganancia en venta de grupo de activos y pasivos mantenidos
para la venta - - - - - - - - - - (2.146) - - - (2.146) - Ganancia en venta de inversión en afiliada - - - - - - - - - - - (1.378) - - - (1.378) Otros egresos (ingresos), neto 4.227 6.476 1.464 2.638 617 (8.422) - - 6.308 692 (1.926) 1.041 624 (1.985) 5.006 (252)
138.066 95.476 7.834 8.059 102.431 64.489 (73.700) (45.743) 174.631 122.281 139.393 113.142 (71.333) (50.990) 242.691 184.433
Participación patrimonial en resultados netos de afiliadasy entidades controladas en forma conjunta - - 69 71 (4) 131 - - 65 202 264 1.355 - 19 329 1.576
Ganancia antes de impuesto sobre la renta 18.062 14.896 3.695 2.186 5.390 3.152 (297) (4.657) 26.850 15.577 4.005 8.373 (1.534) 114 29.321 24.064 Impuesto sobre la renta 5.027 5.590 765 864 1.707 2.376 - - 7.499 8.830 3.599 3.016 (1.894) (1.061) 9.204 10.785
Ganancia neta de operaciones continuas 13.035 9.306 2.930 1.322 3.683 776 (297) (4.657) 19.351 6.747 406 5.357 360 1.175 20.117 13.279
Operaciones descontinuas:Ganancia de operaciones descontinuadas, neta de impuesto - - - - 157 153 - - 157 153 - 65 (34) (1) 123 217
Ganancia neta 13.035 9.306 2.930 1.322 3.840 929 (297) (4.657) 19.508 6.900 406 5.422 326 1.174 20.240 13.496
(1) Representa las eliminaciones de ventas, compras y costos entre actividades.(2) Representa las eliminaciones, ajustes y reclasificaciones de ventas, compras y otros entre los sectores nacional e internacional para efectos de consolidación de los estados financieros.
Sector Nacional
El sector nacional se conforma principalmente por las siguientes compañías: Palmaven, S.A., Bitúmenes Orinoco, S.A., PDVSA Gas, S.A. y sus filiales, PDVSA Petróleo y sus filiales, S.A., Proesca, S.A., PDVSA Agrícola, S.A., Corporación Venezolana del Petróleo, S.A. y sus filiales, y Deltaven, S.A.
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(33) Leyes, Resoluciones y Contribuciones Legales
(a) Ley Orgánica de Reordenamiento del Mercado Interno de los Combustibles Líquidos
El 18 de septiembre de 2008, se publicó en Gaceta Oficial Nº 39.019, la Ley Orgánica de Reordenamiento del Mercado Interno de los Combustibles Líquidos, que reserva al Estado la actividad de intermediación para el suministro de combustibles líquidos, por razones de conveniencia nacional, carácter estratégico, servicio público y de primera necesidad, realizada entre PDVSA, sus filiales y los establecimientos dedicados a su expendio (véanse las notas 11-a y 34-c).
(b) Leyes Promulgadas en el Marco de la Ley Habilitante
Con fecha 1° de febrero de 2007, la Asamblea Nacional aprobó la Ley que Autoriza al Presidente de la República para dictar Decretos con Rango, Valor y Fuerza de Ley, en un grupo de materias delegadas por un período de 18 meses a partir de su publicación. De acuerdo con el texto de esta Ley, las materias objeto de esta autorización comprenden temas en los ámbitos de transformación de las instituciones del estado, participación popular, económico y social, financiero y tributario y energético.
El 31 de julio de 2008, fueron publicados un conjunto de 26 leyes en el marco de la Ley Habilitante, legislando en materia económica, social, jurídico administrativa y militar. Entre las leyes aprobadas destacan en el ámbito social, administrativo y financiero, las siguientes:
Decreto N° 6.071, con Rango, Valor y Fuerza de Ley Orgánica de Seguridad y Soberanía Agroalimentaria, publicado en Gaceta Oficial N° 5.889. Este decreto tiene por objeto brindar una herramienta jurídica en manos del Estado y de la sociedad en su conjunto que permita la planificación normativa, estratégica, democrática, participativa y territorializada de la producción agrícola, también la gestación y desarrollo de espacios para la producción y distribución de bienes, servicios y riquezas cónsonos con el proyecto de sociedad plasmado en la Constitución de la República Bolivariana de Venezuela, al tiempo que se garantiza el abastecimiento y distribución equitativa y justa de alimentos a toda la población.
Decreto N° 6.128, con Rango, Valor y Fuerza de Ley de Creación del Fondo Social para la Captación y Disposición de los Recursos Excedentarios de los Entes de la Administración Pública Nacional, publicado en Gaceta Oficial N° 5.890.
Decreto N° 6.215, con Rango, Valor y Fuerza de Ley para la Promoción y Desarrollo de la Pequeña y Mediana Industria y Unidades de Propiedad Social, publicado en Gaceta Oficial N° 5.890.
Decreto N° 6.217, con Rango, Valor y Fuerza de Ley Orgánica de la Administración Pública publicado en Gaceta Oficial N° 5.890.
Decreto N° 6.233, con Rango, Valor y Fuerza de Ley de Reforma de la Ley Orgánica de la Administración Financiera del Sector Público publicado en Gaceta Oficial N° 5.891.
La gerencia a través de sus asesores legales concluyó que la entrada en vigencia de estas leyes, no tendrán efectos significativos en los estados financieros consolidados de PDVSA.
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(c) Ley de Contribución Especial sobre Precios Extraordinarios del Mercado Internacional de Hidrocarburos
Con fecha 15 de abril de 2008, fue publicada en Gaceta Oficial N° 38.910, la Ley de Contribución Especial sobre Precios Extraordinarios del Mercado Internacional de Hidrocarburos. Posteriormente, fueron publicadas en Gacetas Oficiales N° 38.939, del 27 de mayo de 2008, y N° 38.970, del 10 de julio de 2008, las resoluciones N° 151 y N° 195 del MENPET. Esta Ley y las resoluciones establecen una contribución especial a ser pagada mensualmente por quienes exporten o transporten al exterior hidrocarburos líquidos y productos derivados. El monto de la contribución será equivalente a: a) 50% de la diferencia del precio promedio mensual del crudo de la “cesta venezolana” y el precio umbral de $70 por barril; y b) 60% de la diferencia del precio promedio mensual del crudo de la “cesta venezolana” y el precio umbral que exceda de $100 por barril. Dicha contribución se hará por cada barril de petróleo exportado o transportado al exterior, será liquidada mensualmente por el MENPET y pagada al FONDEN para la ejecución de proyectos de desarrollo de infraestructura, de producción y desarrollo social y al fortalecimiento del Poder Comunal. La mencionada Ley entró en vigencia a partir de la fecha de su publicación. El estado consolidado de resultados por el año terminado el 31 de diciembre de 2008, incluye en el rubro aportes y contribuciones para el desarrollo social $5.730 millones (Bs.F.12.320 millones), por concepto de esta contribución especial (véase la nota 30).
(d) Ley Orgánica de Ciencia, Tecnología e Innovación
En agosto de 2005 se promulgó la Ley Orgánica de Ciencia, Tecnología e Innovación. De acuerdo con esta Ley, a partir del 1° de enero de 2006, las grandes empresas del país deben destinar, anualmente, una cantidad equivalente a 0,5% de los ingresos brutos obtenidos en el territorio nacional, en cualesquiera de las actividades de inversión en ciencia, tecnología e innovación. De acuerdo con la referida Ley, son grandes empresas aquéllas que tienen ingresos brutos anuales superiores a 100.000 Unidades Tributarias (UT). Además, la Ley establece que estas grandes empresas del país, que se dediquen a las actividades establecidas en las Leyes Orgánicas de Hidrocarburos y de Hidrocarburos Gaseosos, deberán aportar anualmente una cantidad equivalente a 2% de los ingresos brutos obtenidos en el territorio nacional en actividades de inversión en ciencia, tecnología e innovación. Durante los años terminados el 31 de diciembre de 2008 y 2007, la Compañía aplicó el principio de la unidad económica y determinó un aporte por $1.656 millones (Bs.F.3.559 millones) y $1.287 millones (Bs.F.2.766 millones), respectivamente, en forma consolidada con sus filiales domiciliadas en Venezuela, el cual fue compensado con desembolsos relacionados con inversión en actividades de ciencia, tecnología e innovación, efectuados durante esos años.
(e) Ley Orgánica contra el Tráfico Ilícito y el Consumo de Sustancias Estupefacientes y Psicotrópicas
Con fecha 16 de diciembre de 2005 fue publicada en Gaceta Oficial Nº 38.337, la Ley Orgánica Contra el Tráfico Ilícito y el Consumo de Sustancias Estupefacientes y Psicotrópicas, la cual deroga la anterior Ley del 30 de septiembre de 1993. La mencionada Ley establece que todas las personas jurídicas, públicas y privadas que ocupen cincuenta trabajadores o más, destinarán 1% de la ganancia neta anual, a programas de prevención integral social contra el tráfico y consumo de drogas ilícitas y, de este porcentaje, se destinará 0,5% para los programas de protección integral a favor de los niños,
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niñas y adolescentes. Durante los años terminados el 31 de diciembre de 2008 y 2007 la Compañía reconoció un gasto de aproximadamente $91 millones (Bs.F.196 millones) y $19 millones (Bs.F.41 millones), respectivamente por este concepto, el cual se contabilizó como otros egresos (ingresos), neto en los estados consolidados de resultados de cada año.
El 31 de mayo de 2006, la Oficina Nacional Antidrogas (ONA) publicó un aviso donde se prorroga el proceso para comenzar los aportes mencionados en dicha ley, por lo tanto al 31 de diciembre de 2008 no se han efectuado pagos por este concepto.
(f) Ley Orgánica de Reorganización del Sector Eléctrico
En Gaceta Oficial Nº 38.736, del 31 de julio de 2007, se publicó el Decreto con Rango, Valor y Fuerza de Ley Orgánica de Reorganización del Sector Eléctrico, el cual crea la sociedad anónima Corporación Eléctrica Nacional, S.A. (CORPOELEC) adscrita al MENPET, cuya actividad se centrará en la generación, transmisión, distribución y comercialización de potencia y energía eléctrica. El capital social será suscrito en 75% por la República Bolivariana de Venezuela, a través del MENPET, y en 25% por PDVSA. Esta Ley ordena a la República, a la Corporación Venezolana de Guayana (CVG) y a PDVSA, transferir las acciones que posean de empresas eléctricas públicas a la CORPOELEC (véanse las notas 10 y 17).
(g) Ley de Mercadeo Agrícola
En su aplicación rige la planificación, fomento, regulación y evaluación de todas las fases comerciales del mercadeo de productos e insumos para la producción agrícola, y propicia el incremento conjunto de la seguridad alimentaria y la producción agrícola interna. El mercadeo incluye el complejo de actividades, servicios, acciones y funciones facilitadoras del flujo de bienes, desde su producción hasta su disponibilidad para el consumidor final.
(h) Ley de Tierras y Desarrollo Agrario
El Decreto Ley de Tierras y Desarrollo Agrario viene a prestar el marco legal, que busca profundizar y dar operatividad concreta a los valores constitucionales de desarrollo social a través del sector agrario. Para ello se procura una justa distribución de la riqueza y una planificación estratégica, democrática y participativa en cuanto a la tenencia de tierras y desarrollo de toda la actividad agraria. En este sentido, en consonancia con lo establecido por la Constitución de la República Bolivariana de Venezuela en su artículo N° 307, se pretende implantar los medios necesarios para la eliminación íntegra del régimen latifundista, como sistema contrario a la justicia, al interés general y a la paz social en el campo. Otra de las finalidades del nuevo marco legal es el aseguramiento de la biodiversidad, la vigencia efectiva de los derechos de protección ambiental y agroalimentario, y la seguridad agroalimentaria de la presente y futuras generaciones. Especialmente importante resulta lo relativo a la seguridad agroalimentaria, también consagrada como valor constitucional en el aludido artículo N° 307 de nuestra Ley Fundamental; se busca, por tanto, el desarrollo de una producción agraria con fines no meramente económicos, sino primordialmente, como el medio fundamental de atender de manera efectiva y eficiente la demanda alimentaria de la población del país.
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(i) Ley de Reconversión Monetaria
El 6 de marzo de 2007, se publicó en Gaceta Oficial Nº 38.638, el Decreto con Rango, Valor y Fuerza de Ley de Reconversión Monetaria, la cual estipula, que a partir del 1° de enero de 2008, la unidad del sistema monetario de la República Bolivariana de Venezuela, se expresara en el equivalente de un mil bolívares actuales. En consecuencia, los bolívares existentes a la mencionada fecha, deberán ser convertidos a la nueva unidad monetaria dividiéndolos entre mil y llevándolos al céntimo más cercano.
Con fecha 21 de junio de 2007, el Directorio del BCV emitió la Resolución Nº 07-06-02, por medio de la cual se dictan las “Normas que rigen la Reexpresión Monetaria y el Redondeo”. En el Artículo Nº 6 de esta Resolución, se establece que la preparación y presentación de los estados financieros correspondientes a ejercicios terminados antes del 1 de enero de 2008, cuya aprobación se efectúe con posterioridad a dicha fecha, deberá realizarse en bolívares actuales de acuerdo con principios de contabilidad de aceptación general. A los efectos de comparación con ejercicios posteriores, los saldos contables de dichos estados financieros se convertirán conforme a lo dispuesto en el Artículo Nº 1 del Decreto con Rango, Valor y Fuerza de Ley de Reconversión Monetaria.
PDVSA, en cumplimiento con la mencionada Ley aplicó los mecanismos tecnológicos y administrativos - financieros, para garantizar su cumplimiento. Los procesos y costos de adaptación de esta nueva Ley no tuvieron efectos significativos en los estados financieros consolidados al 31 de diciembre de 2008.
(j) Resolución de Transferencia de Acciones de Diques y Astilleros Nacionales, C.A. (DIANCA) a PDVSA
En fecha 25 de junio de 2008, se publicó en Gaceta Oficial N° 38.959 la Resolución N° 006620 del Ministerio del Poder Popular para la Defensa, mediante la cual se transfieren 60% de las acciones comunes (724.034), no convertibles, al portador, nominativas, de Diques y Astilleros Nacionales, C.A. (DIANCA) a PDVSA. A la fecha, la gerencia de PDVSA se encuentra en proceso de asumir el control de las políticas financieras y operacionales de esta compañía y de formalizar el traspaso legal de estas acciones comunes. La incorporación de esta compañía no tendrá un impacto significativo en los estados financieros consolidados.
(34) Eventos Subsecuentes
(a) Instructivo Presidencial para la Eliminación del Gasto Suntuario o Superfluo en el Sector Público Nacional
En Gaceta Oficial N° 38.146, del 25 de marzo de 2009, se publicó el Decreto N° 6.649 de la Presidencia de la República Bolivariana de Venezuela, mediante el cual se dicta el Instructivo Presidencial para la Eliminación del Gasto Suntuario o Superfluo en el Sector Público Nacional, aplicable a todos los órganos y entes de la administración pública nacional.
(b) Medidas Económicas Anunciadas por el Ejecutivo Nacional
El 21 de marzo de 2009, el Presidente de la República, anunció en Consejo de Ministros un conjunto de medidas económicas para enfrentar la reducción de los precios del petróleo. Entre las medidas anunciadas se encuentran el aumento del IVA del 9% al 12% y el decreto de aumento del salario mínimo en 20%, 10% a partir de mayo y 10% restante para septiembre de 2009.
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(c) Resolución por la cual se establecen las Normas para el Manejo, Calidad y Expendio de Combustibles
El 16 de marzo de 2009, se publicó en la Gaceta Oficial N° 39.139 la Resolución donde se establecen las Normas para el Manejo, Calidad y Expendio de Combustibles, la cual tiene por objeto regular la actividad de expendio de combustibles, específicamente las gasolinas para motores de combustión interna y el diesel automotor, en cuanto al manejo, calidad y almacenamiento de los mismos.
(d) Acuerdos de Constitución de Empresas Mixtas
El 6 de marzo de 2009, PDVSA firmó dos acuerdos interinos de operación, como parte importante del avance en la constitución de empresas mixtas de transporte y licuefacción de gas natural, del Proyecto Delta Caribe Oriental, con empresas petroleras de Argentina, Portugal, Estados Unidos y Japón.
En Gaceta Oficial N° 39.117 de fecha 10 de marzo de 2009, se publicó la decisión de escoger a la empresa Petrovietnam Exploration Production Corporation Ltd o sus respectivas afiliadas, para que participen con CVP, en la constitución de la empresa mixta Petromacareo, S.A. con una distribución accionaria inicial del 60% para CVP y 40% para la empresa Petrovietnam Exploration Production Corporation Ltd.
(e) Renovación de Certificados de Inversión
En marzo de 2009, se renovaron los certificados de inversión por $156 millones (BsF335 millones) y $1.000 millones (BsF2.150 millones), emitidos originalmente el 15 y 16 de diciembre de 2008 a favor del BANDES y el Banco del Tesoro, C.A. Banco Universal, respectivamente, con vencimiento a tres meses y tasa de interés anual de 6,20% (véase la nota 23).
(f) Acuerdos de Cooperación con China
El 18 de febrero de 2009, la República Bolivariana de Venezuela y la República Popular de China firmaron 12 acuerdos de cooperación en los ámbitos petrolero, agroindustrial y de telecomunicaciones y decidieron aumentar su fondo bilateral, denominado Fondo de Inversión China - Venezuela, en el cual PDVSA participa como proveedor de petróleo crudo, vendiendo, en nombre y representación de la República Bolivariana de Venezuela, hasta 230.000 barriles diarios a la Compañía Nacional de Petróleo China (CNPC), los cuales son incluidos como parte de los pagos de regalía (véase la nota 30).
(g) Emisión de Certificados de Inversión a favor del Fondo de Garantía de Depósitos y Protección Bancaria (FOGADE)
Entre el 6 y 20 de febrero de 2009, PDVSA emitió certificados de inversión por $1.000 millones (Bs.F.2.150 millones), con vencimiento a dieciocho meses renovables por períodos similares y con una tasa de interés anual de 9,50%, a favor de FOGADE.
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(h) Transferencia de las Acciones de Gravetal Bolivia, S.A.
El 15 de enero de 2009, fueron transferidas desde Monomeros International, LTD (filial de PEQUIVEN) 99% de las acciones de Gravetal Bolivia, S.A. a PDVAL. Estas acciones fueron inicialmente adquiridas por Monomeros International, Ltd., el 1° de mayo de 2008, a Inversiones de Capital Inversoja, S.A. por un monto de $85 millones (Bs.F.183 millones), quien era propietaria del 100% de las acciones de Gravetal Bolivia, S.A. El 1% de las acciones restantes, fueron endosadas a personas naturales de nacionalidad boliviana, de acuerdo con lo establecido en la Constitución de la República de Bolivia.
(i) Pago por la Adquisición de Astinave
El 12 de enero de 2009, PDVSA pagó a la empresa Louvron B.V. $130 millones (Bs.F.280 millones) por el 97,55% de las acciones de Astinave, adquiridas el 20 de octubre de 2008 (véase la nota 11-b).
(j) Beneficios a Empleados
En enero de 2009, se venció la convención colectiva de trabajo y la Compañía designó un equipo negociador y de apoyo para su discusión. Se considerarán algunas mejoras salariales y otros beneficios sociales para los trabajadores, a ser incluidos en el nuevo contrato colectivo para el período 2009 al 2011.
(k) Pronunciamientos Contables Recientemente Emitidos
En enero de 2009, la IASB emitió la Interpretación N° 18 Transferencias de Activos de Clientes (CINIIF 18), que estará en vigencia para los ejercicios económicos iniciados en o después del 1° de julio de 2009. Esta interpretación está siendo evaluada por la gerencia de la Compañía.
En marzo de 2009, la IASB emitió la modificación a la CINIIF 9 y NIC 39, aclarando el tratamiento contable de derivados implícitos para entidades que clasifican instrumentos financieros fuera de la categoría de valor razonable, a través de ganancias y pérdidas. Esta normativa será de aplicación retrospectiva para los estados financieros de ejercicios terminados en o después del 30 de noviembre de 2009.
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143 (Continúa)
(35) Información Suplementaria sobre Actividades de Exploración y Producción de Petróleo y Gas (no auditada)
Los cuadros siguientes proporcionan información suplementaria sobre las actividades de exploración, desarrollo y producción de petróleo y gas. Las actividades de producción se realizan únicamente en territorio venezolano, principalmente por PDVSA Petróleo, PDVSA Gas y las empresas mixtas de CVP, mientras que las actividades de exploración son realizadas tanto en territorio venezolano como en los siguientes países: Bolivia, Ecuador, Cuba, Argentina, Mali, Gambia y Vietnam.
Cuadro I - Reservas de Petróleo Crudo y Gas Natural
Todas las reservas de petróleo crudo y gas natural están situadas en el territorio venezolano y son propiedad de la República Bolivariana de Venezuela. Las reservas de petróleo crudo y gas natural son estimadas por PDVSA y revisadas por el MENPET, aplicando las definiciones de reservas las cuales concuerdan con las establecidas por el American Petroleum Institute (API) de los Estados Unidos de América.
Las reservas probadas son las cantidades estimadas de petróleo y gas en yacimientos conocidos que, con razonable certeza, se podrán recuperar en el futuro bajo las condiciones económicas y operativas actuales. Debido a la incertidumbre inherente y al carácter limitado de los datos sobre los yacimientos, las estimaciones de las reservas están sujetas a modificaciones, a través del tiempo, a medida que se dispone de mayor información. Las reservas probadas no incluyen los volúmenes adicionales que podrían resultar de extender las áreas exploradas actuales, o de la aplicación de procesos de recuperación secundaria que no han sido ensayados y calificados como económicamente factibles.
Las reservas probadas desarrolladas de petróleo y gas comprenden las cantidades que pueden ser recuperadas de los pozos existentes, con equipos y métodos actualmente en uso. Las reservas probadas no desarrolladas son aquellos volúmenes que se esperan recuperar, mediante inversiones en la perforación de nuevos pozos en áreas no desarrolladas o en la culminación de pozos existentes.
Las reservas probadas de petróleo crudo han sido agrupadas en crudo convencional (condensado, liviano, mediano y pesado), y petróleo extrapesado.
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144 (Continúa)
Un resumen de las variaciones anuales en las reservas probadas de petróleo crudo y gas natural se presenta a continuación:
(a) Petróleo Crudo Convencional y Extrapesado (en millones de barriles)
Años terminados el31 de diciembre de2008 2007
Reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de petróleocrudo convencional al 1° de enero 41.204 41.341
Revisiones 278 228 Extensiones y descubrimientos 127 520 Producción (897) (885)
Reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de petróleocrudo convencional al 31 de diciembre 40.712 41.204
Reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de crudosextrapesados al 31 de diciembre 131.611 58.173
Total general de reservas probadas desarrolladasy no desarrolladas al 31 de diciembre 172.323 99.377
Total reservas probadas desarrolladas, sometidasa producción, incluyendo crudos extrapesados al31 de diciembre (contenidas en el total anterior) 16.298 15.537
Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, las reservas certificadas asignadas de petróleo crudo a las empresas mixtas provenientes de los convenios operativos (véase la nota 9-b) se ubicaron en 5.511 millones de barriles y 5.609 millones de barriles, respectivamente. La producción para los años terminados el 31 de diciembre de 2008 y 2007, alcanzó 138 millones de barriles y 115 millones de barriles de petróleo crudo, respectivamente.
(b) Petróleo Crudo Extrapesado (en millones de barriles)
Venezuela tiene reservas significativas de petróleo crudo extrapesado (menos de 8 grados API), las cuales están siendo desarrolladas conjuntamente con varias empresas extranjeras, a través de las nuevas empresas mixtas de la Faja Petrolífera del Orinoco (antes proyectos) y, mediante la aplicación de nuevas tecnologías de refinación y mejoramiento del petróleo crudo, con miras a que la producción sea económicamente rentable (véase la nota 9-a).
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145 (Continúa)
Durante los años 2008 y 2007, los cambios en las reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de petróleo crudo extrapesado asociadas a las empresas mixtas de la Faja Petrolífera del Orinoco; así como también, el total de las reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de petróleo crudo extrapesado a estas mismas fechas, que reflejan el volumen total de estas reservas, se resumen a continuación (en millones de barriles):
Años terminados el 31 de diciembre de 2008 2007
Total TotalEmpresas incluyendo incluyendo
Mixtas (2) (3) empresas mixtas Proyectos (2) proyectosReservas probadas desarrolladas y no
desarrolladas de petróleo crudoextrapesado al 1° de enero 10.085 58.173 12.670 45.983
Revisiones 10.248 73.738 - 12.450 Transferencias (1) - - (2.395) - Desarrollo y nuevos descubrimientos - - - - Producción (183) (300) (190) (260) Reservas probadas desarrolladas y no
desarrolladas de petróleo crudoextrapesado al 31 de diciembre 20.150 131.611 10.085 58.173
Reservas probadas desarrolladas sometidas a producción de petróleo crudo extrapesado al 31 de diciembre 1.898 5.669 1.608 4.355
(1) A partir del 1 de octubre de 2007, las reservas probadas asignadas a Petrozuata fueron transferidas a esfuerzo propio. (2) Durante el año 2008, se emitieron los decretos de transferencia y se completó el proceso de constitución de las empresas mixtas
Petropiar, S.A., Petrocedeño, S.A. y Petromonagas, S.A., las cuales se manejaban anteriormente como los proyectos Hamaca, Sincor y Cerro Negro de la Faja Petrolífera del Orinoco (véase la nota 9-a).
(3) Incluye Petropiar, S.A., Petrocedeño, S.A., Petromonagas, S.A. y Petrolera Sinovensa, S.A.
PDVSA produjo 33 millones y 25 millones de barriles de petróleo crudo extrapesado, de los cuales 24 millones de barriles y 11 millones de barriles, fueron utilizados para la producción de crudo extrapesado con menos de 8 grados API durante los años 2008 y 2007, respectivamente (véase nota 9-a).
En junio de 2005, el MENPET asignó a CVP el Proyecto Orinoco Magna Reserva para cuantificar y certificar las reservas de la Faja Petrolífera del Orinoco. El lineamiento estratégico establecido, persigue el propósito de convertir a la Faja Petrolífera del Orinoco en un eje impulsor del desarrollo económico, social, industrial, tecnológico y sustentable del país, mediante la valorización y desarrollo óptimo de sus recursos de hidrocarburos, dentro del marco legal vigente y el plan de desarrollo de la nación.
Para acometer la cuantificación y certificación de las reservas, se dividió la Faja Petrolífera del Orinoco en cuatro grandes áreas: Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo y éstas, a su vez, en 30 bloques (excluyendo las áreas asignadas a las empresas mixtas Petrocedeño, S.A., Petropiar, S.A., Petromonagas, S.A., Petrozuata, C.A. y Petrolera Sinovensa, S.A.), de los cuales, 19 bloques serán cuantificados en un esfuerzo compartido entre CVP y los profesionales de 22 empresas de 19 países que suscribieron Acuerdos de Entendimiento con el Ejecutivo Nacional.
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La empresa Ryder Scott Company en mayo de 2007, certificó el Petróleo Original en Sitio (POES) de los bloques Carabobo 2, 3 y 4 en 84.069 millones de barriles. El MENPET, considerando las cifras oficiales preexistentes en estos bloques determinó que las cifras finales a incorporar al 31 de diciembre de 2007 son de 12.450 millones de barriles de petróleo y 2.530 millardos de pies cúbicos de gas, de reservas probadas, como revisiones de las reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de petróleo crudo extrapesado y de gas natural, respectivamente, a la vez que oficializó 87.049 millones de barriles para el POES y 7.212 millardos de pies cúbicos para el Gas Original en Sitio (GOES) (véase la nota 9-a).
La Faja Petrolífera del Orinoco posee un POES de 1.360.000 millones de barriles y se estima que sus reservas recuperables serán 272.000 millones de barriles, basadas en el factor de recobro total de 20%. Las reservas por oficializar al inicio del proyecto se ubicaban en 235.600 millones de barriles de las cuales: 7.610 millones de barriles se oficializaron en el año 2006, 12.450 millones de barriles en el año 2007 y 74.108 millones de barriles en el año 2008; lo que ha permitido elevar las reservas oficiales en 94.168 millones de barriles en los últimos tres años. Se estima que el proyecto se concluya en el año 2009.
(c) Reservas de Gas Natural (en millardos de pies cúbicos)
2008 2007Reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de
gas natural al 1° de enero 152.021 149.802Revisiones 1.151 1.824 Extensiones y nuevos descubrimientos 101 1.800 Producción (1.297) (1.405)
Reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de gas natural al 31 de diciembre 151.976 152.021
Reservas probadas de gas natural relacionadas con reservas de petróleo crudo extrapesado al 31 de diciembre 24.039 18.899
Total de reservas probadas de gas natural desarrolladas y no desarrolladas al 31 de diciembre 176.015 170.920
Total reservas probadas de gas natural desarrolladas, sometidas a producción, incluyendo las relacionadas con petróleo crudo extrapesado al 31 de diciembre(contenidas en el total anterior) (1) 38.682 105.154
Años terminados el 31 de diciembre
(1) En el año 2008, las reservas probadas desarrolladas de gas fueron revisadas yacimiento por yacimiento, considerando el
comportamiento de producción de los pozos activos, el tipo de hidrocarburo (tomando en cuenta que 85% de las reservas totales de gas están asociadas al petróleo y éste actualmente posee solo 9% de desarrollo), y a la solicitud del MENPET de incluir en los estudios sometidos el cálculo de estas reservas. En años anteriores, las reservas remanentes desarrolladas se basaban en una estimación de aproximadamente 70% de las reservas probadas totales, lo cual incluía pozos y yacimientos inactivos.
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Las reservas probadas de gas incluyen la porción que es recuperable en los hidrocarburos licuables, la cual se obtiene en las plantas de procesamiento de PDVSA. Durante los años 2008 y 2007, se recuperó gas natural licuado por aproximadamente 61 millones y 63 millones de barriles equivalentes, respectivamente. La producción de gas natural se presenta con base en volúmenes reales antes de la extracción de hidrocarburos licuables. Durante los años 2008 y 2007, el gas natural utilizado en operaciones de reinyección fue de, aproximadamente 1.128 millardos y 1.060 millardos de pies cúbicos, respectivamente. Durante el año 2008, el MENPET, oficializó 6.493 millardos de pies cúbicos en reservas de gas asociado y no asociado, siendo la incorporación más destacada, 5.351 millardos de pies cúbicos, generada por la revisión de las reservas probadas de gas asociado en los yacimientos de los Campos Cerro Negro, Uverito, Mamo, San Félix, Dobokubi, Eñepa, Farante, Iguana Zuata, Japreria, Kuripaco, Lejos, Orechicano, Piaroa, Zuata Norte y Zuata Principal, pertenecientes al Proyecto Orinoco Magna Reserva.
Cuadro II - Costos Incurridos en Actividades de Exploración y Desarrollo Los costos de exploración incluyen costos incurridos en relación con actividades geológicas, geofísicas, de perforación y equipamiento de pozos exploratorios. Los costos de desarrollo incluyen los relacionados con la perforación y equipamiento de pozos de desarrollo, proyectos de recuperación mejorada e instalaciones para la extracción, tratamiento y almacenamiento de petróleo crudo y gas natural. Los costos anuales, que se resumen a continuación, incluyen los registrados en gastos y en cuentas de activo relacionados con reservas de petróleo crudo convencional y extrapesado de PDVSA (en millones): Dólares -
2008 2007Crudo Crudo Crudo Crudo
convencional extrapesado (2) (3) Total convencional extrapesado (2) Total
Costos de exploración 375 - 375 154 - 154 Costos de desarrollo 14.068 1.283 15.351 10.098 979 11.077
14.443 1.283 15.726 10.252 979 11.231 Participación patrimonial (1) - - - - 10 10
14.443 1.283 15.726 10.252 989 11.241
Bolívares Fuertes -
Crudo Crudo Crudo Crudoconvencional extrapesado (2) (3) Total convencional extrapesado (2) Total
Costos de exploración 806 - 806 331 - 331 Costos de desarrollo 30.246 2.758 33.004 21.711 2.104 23.815
31.052 2.758 33.810 22.042 2.104 24.146 Participación patrimonial (1) - - - - 22 22
31.052 2.758 33.810 22.042 2.126 24.168
2008 2007
(1) Representa la participación patrimonial de PDVSA en Petrozuata por el período de nueve meses terminado el 30 de septiembre de 2007 (véase la nota 9-a). (2) Durante el año 2008, se emitieron los decretos de transferencia y se completó el proceso de constitución de las empresas mixtas Petropiar, S.A., Petrocedeño,
S.A. y Petromonagas, S.A. las cuales se manejaban anteriormente como los proyectos Hamaca, Sincor y Cerro Negro de la Faja Petrolífera del Orinoco. Para el año 2008 se dejó de reconocer, bajo el método de consolidación proporcional, los costos incurridos en actividades de exploración y desarrollo de crudo extrapesado (véase la nota 9-a).
(3) Incluye Petropiar, S.A., Petrocedeño, S.A., Petromonagas, S.A y Petrolera Sinovensa, S.A.
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Cuadro III - Costos Registrados como Activos en Actividades de Producción de Petróleo y Gas
A continuación se presenta un resumen de los costos registrados como activos en actividades de exploración y producción de petróleo y gas, y la correspondiente depreciación y amortización acumulada al 31 de diciembre en relación con las reservas del petróleo crudo convencional y extrapesado de PDVSA (en millones):
Dólares - 2008 2007
Crudo Crudo Crudo Crudoconvencional extrapesado (3) (4) Total convencional extrapesado (3) Total
Activos dedicados a la producción (1) 47.148 3.357 50.505 39.725 3.386 43.111 Equipos e instalaciones 18.642 9.394 28.036 17.710 6.340 24.050
65.790 12.751 78.541 57.435 9.726 67.161
Depreciación y amortización acumulada (42.654) (985) (43.639) (36.804) (3.084) (39.888)
Construcción en progreso 21.765 1.379 23.144 12.702 505 13.207
Costos netos capitalizados como activos 44.901 13.145 58.046 33.333 7.147 40.480
Participación patrimonial (2) - - - - 1.016 1.016
Total 44.901 13.145 58.046 33.333 8.163 41.496
Bolívares Fuertes –
Crudo Crudo Crudo Crudoconvencional extrapesado (3) (4) Total convencional extrapesado (3) Total
Activos dedicados a la producción (1) 101.368 7.218 108.586 85.409 7.280 92.689 Equipos e instalaciones 40.081 20.197 60.277 38.077 13.631 51.708
141.449 27.415 168.863 123.486 20.911 144.397 Depreciación y amortización
acumulada (91.706) (2.118) (93.824) (79.129) (6.631) (85.760) Construcciones en progreso 46.795 2.965 49.760 27.309 1.086 28.395 Costos netos capitalizados
como activos 96.538 28.262 124.799 71.666 15.366 87.032 Participación patrimonial (2) - - - - 2.184 2.184
Total 96.538 28.262 124.799 71.666 17.550 89.216
(1) Incluye terrenos por $137 millones (Bs.F.295 millones) al 31 de diciembre de 2008 y 2007, respectivamente.
(2) Representa la participación patrimonial de PDVSA en Petrozuata por el período de nueve meses terminado el 30 de septiembre de 2007 (véase la nota 9-a).
(3) Durante el año 2008, se emitieron los decretos de transferencia y se completó el proceso de constitución de las empresas mixtas Petropiar, S.A., Petrocedeño, S.A. y Petromonagas, S.A. las cuales se manejaban anteriormente como los proyectos Hamaca, Sincor y Cerro Negro de la Faja Petrolífera del Orinoco. Para el año 2008 se dejó de reconocer, bajo el método de consolidación proporcional, los costos registrados como activos en actividades de producción de petróleo y gas (véase la nota 9-a).
(4) Incluye Petropiar, S.A., Petrocedeño, S.A., Petromonagas, S.A. y Petrolera Sinovensa, S.A.
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Cuadro IV - Resultados de Operaciones Correspondientes a Actividades de Producción de Petróleo y Gas para cada año (en millones):
Dólares -
Años terminados el 31 de diciembre de
Crudo Crudo Crudo Crudoconvencional extrapesado (2) (3) Total convencional extrapesado Total
Ingresos netos por producción:Ventas 49.400 12.995 62.395 57.083 5.343 62.426 Transferencias 40.511 - 40.511 10.577 - 10.577 Costo de producción (9.918) (692) (10.610) (6.108) (490) (6.598) Regalías e impuesto de extracción (18.888) (3.893) (22.781) (19.978) (1.614) (21.592) Depreciación y amortización (2.856) (977) (3.833) (2.172) (493) (2.665) Costo de exploración (375) - (375) (154) - (154)
Resultados antes de impuesto sobre la renta 57.874 7.433 65.307 39.248 2.746 41.994
Impuesto sobre la renta (29.157) (3.717) (32.874) (19.511) (1.373) (20.884)
Resultados de operacionesde producción 28.717 3.716 32.433 19.737 1.373 21.110
Participación patrimonial (1) - - - - 73 73
28.717 3.716 32.433 19.737 1.446 21.183
2008 2007
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150 (Continúa)
Bolívares Fuertes - Años terminados el 31 de diciembre de
Crudo Crudo Crudo Crudoconvencional extrapesado (2) (3) Total convencional extrapesado (2) Total
Ingresos netos por producción:Ventas 106.210 27.939 134.149 122.728 11.487 134.215Transferencias 87.099 - 87.099 22.741 - 22.741 Costo de producción (21.324) (1.488) (22.812) (13.132) (1.054) (14.186) Regalías e impuesto de extracción (40.609) (8.370) (48.979) (42.953) (3.470) (46.423) Depreciación y amortización (6.140) (2.101) (8.241) (4.670) (1.060) (5.730) Costo de exploración (806) - (806) (331) - (331)
Resultados antes de impuesto sobre la renta 124.430 15.980 140.410 84.383 5.903 90.286
Impuesto sobre la renta (62.688) (7.991) (70.679) (41.949) (2.952) (44.901)
Resultados de operacionesde producción 61.742 7.989 69.731 42.434 2.951 45.385
Participación patrimonial (1) - - - - 157 157
61.742 7.989 69.731 42.434 3.108 45.542
2008 2007
(1) Representa la participación patrimonial de PDVSA en Petrozuata por el período de nueve meses terminado el 30 de septiembre de 2007 (véase la nota 9-a).
(2) Durante el año 2008, se emitieron los decretos de transferencia y se completó el proceso de constitución de las empresas mixtas Petropiar, S.A., Petrocedeño, S.A. y Petromonagas, S.A. las cuales se manejaban anteriormente como los proyectos Hamaca, Sincor y Cerro Negro de la Faja Petrolífera del Orinoco. Para el año 2008 se dejó de reconocer bajo el método de consolidación proporcional, los resultados de operaciones correspondientes a actividades de producción de petróleo y gas (véase la nota 9-a).
(3) Incluye Petropiar, S.A., Petrocedeño, S.A., Petromonagas, S.A y Petrolera Sinovensa, S.A.
Los ingresos por producción de petróleo se calculan a los precios del mercado internacional, como si toda la producción estuviese vendida.
La diferencia entre el total de los resultados antes de impuesto sobre la renta indicados anteriormente y el monto de la ganancia operativa, presentada en el segmento de actividades de exploración y producción (véase la nota 8) para los años 2008 y 2007 se debe, principalmente, a: 1) el uso de la producción a valor de mercado versus las ventas a terceros y entre segmentos, por aproximadamente $1.434 millones (Bs.F.3.083 millones) y $3.199 millones (Bs.F.6.878 millones), respectivamente; 2) la inclusión en el segmento de negocios, de ingresos y gastos generales y otros egresos, neto, por aproximadamente $26.577 millones (Bs.F.57.141 millones) y $17.915 millones (Bs.F.38.517 millones), respectivamente.
Los costos de producción representan los gastos de extracción incurridos en la operación y mantenimiento de pozos productivos, instalaciones y equipos relacionados, incluyendo costos de mano de obra operativa, materiales y suministros, combustible consumido en las operaciones y los costos de operación de las plantas de líquidos del gas natural incurridos por PDVSA y las empresas mixtas.
Los costos de producción de petróleo crudo extrapesado incluyen los gastos incurridos en la operación y mantenimiento de los pozos productivos; así como también, gastos de transporte y su manejo.
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151 (Continúa)
Los costos de exploración incluyen los incurridos en la realización de actividades geológicas y geofísicas, así como los de perforación de pozos exploratorios que han resultado improductivos.
La depreciación y amortización corresponden a los activos que se emplearon en las actividades de producción. El gasto del impuesto sobre la renta es calculado utilizando la tasa nominal de impuesto para el año. Para estos efectos, los resultados de operaciones de producción no incluyen gastos de financiamiento, gastos corporativos generales, ni sus efectos fiscales asociados.
Un resumen de los precios promedio por unidad y costos de producción se presenta a continuación:
Años terminados el 31 de diciembre de2008 2007 2008 2007
Dólares Bolívares Fuertes
Precios promedio de ventas:Petróleo crudo, por barril 85,36 62,68 183,52 134,76 Precio cesta de gas, por barril 26,55 22,13 57,08 47,58 Gas natural, por barril 9,43 7,04 20,27 15,14
Costos promedios de producción, por barril de petróleo equivalente 7,10 4,93 15,27 10,60
Costos promedios de producción, por barril de petróleo equivalente, excluyendo empresa mixtas 5,70 4,88 12,26 10,49
Cuadro V - Medida Uniforme de los Ingresos Netos Futuros Descontados de Efectivo Relacionados con las Reservas Probadas de Petróleo y Gas
Debido a la incertidumbre asociada con el tiempo en que se desarrollen las reservas de crudos extrapesados del país, solamente han sido consideradas, para el cálculo de los ingresos netos futuros de efectivo descontados, las reservas probadas de crudos convencionales y las reservas probadas de las empresas mixtas de la Faja Petrolífera del Orinoco que producen crudos extrapesados.
Los ingresos futuros estimados de efectivo provenientes de la producción son calculados usando los precios promedio de exportación del año 2008 y cantidades estimadas de reservas probadas de petróleo y gas al final del año. Los ingresos futuros de los crudos extrapesados se determinan usando los precios y cantidades de los crudos mejorados que serán producidos en las plantas. Los precios de los crudos mejorados al final del año se aproximan a los precios de los crudos convencionales de características similares. Los costos futuros de desarrollo y producción son aquellos que se estiman necesarios para incorporar y extraer las reservas probadas estimadas a final del año, asumiendo que las mismas condiciones económicas se mantienen. Los gastos futuros de impuesto sobre la renta son calculados usando las correspondientes tasas fiscales nominales a final del año. Estas tasas incluyen las deducciones y créditos fiscales permitidos, y son aplicadas a los ingresos netos futuros estimados de efectivo antes de impuestos. Este cálculo requiere de estimados anuales de cuándo serán incurridos los desembolsos futuros y cuándo serán extraídas las reservas probadas.
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La información que se suministra a continuación, no representa estimaciones certificadas de los ingresos futuros de efectivo de PDVSA, ni el valor preciso de las reservas probadas de petróleo y gas. Las reservas probadas son imprecisas y están sujetas a cambios en el tiempo y en la medida que se disponga de nueva información. Adicionalmente, las reservas probables y posibles, que podrían convertirse en probadas en el futuro, son excluidas del cálculo. El método de valoración requiere de supuestos, en cuanto a la oportunidad de la extracción futura de las reservas probadas; así como de la oportunidad y cuantía de los costos futuros de desarrollo y producción. Los cálculos están hechos al 31 de diciembre de cada año y no deben ser considerados como indicativos de los ingresos futuros de efectivo de PDVSA, ni del valor de sus reservas de petróleo y gas (en millones de dólares):
Dólares - 2008 2007Crudo Crudo
Crudo extra Crudo extraconvencional pesado (1) (2) Total convencional pesado (1) Total
Flujos futuros de efectivo 3.945.132 1.736.004 5.681.136 3.039.998 510.660 3.550.658 Costos futuros de producción (258.456) (28.952) (287.408) (228.199) (13.600) (241.799) Regalía e impuesto de extracción futuros (1.138.943) (578.610) (1.717.553) (841.522) (85.127) (926.649) Costos futuros de desarrollo (115.356) (91.660) (207.016) (119.143) (47.057) (166.200) Gastos futuros de impuesto sobre la renta (798.171) (342.262) (1.140.433) (855.253) (118.905) (974.158) Costo de retiro de activo (6.223) - (6.223) (3.854) - (3.854)
Flujos futuros netos 1.627.983 694.520 2.322.503 992.027 245.971 1.237.998
Efecto de descontar los flujos netos de efectivo a 10% (1.289.914) (492.781) (1.782.695) (667.695) (128.709) (796.404)
Flujos futuros descontadosde efectivo 338.069 201.739 539.808 324.332 117.262 441.594
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Bolívares Fuertes - 2008 2007Crudo Crudo
Crudo extra Crudo extraconvencional pesado (1) (2) Total convencional pesado (1) Total
Flujos futuros de efectivo 8.482.034 3.732.409 12.214.443 6.535.996 1.097.919 7.633.915 Costos futuros de producción (555.680) (62.247) (617.927) (490.628) (29.240) (519.868) Regalía e impuesto de
extracción futuros (2.448.727) (1.244.012) (3.692.739) (1.809.272) (183.023) (1.992.295)Costos futuros de desarrollo (248.015) (197.069) (445.084) (256.157) (101.173) (357.330) Gastos futuros de impuesto
sobre la renta (1.716.068) (735.863) (2.451.931) (1.838.794) (255.646) (2.094.440)Costo de retiro de activo (13.379) - (13.379) (8.286) - (8.286)
Flujos futuros netos 3.500.165 1.493.218 4.993.383 2.132.859 528.838 2.661.696
Efecto de descontar los flujos netos de efectivo a 10% (2.773.317) (1.059.479) (3.832.796) (1.435.544) (276.724) (1.712.268)
Flujos futuros descontados de efectivo 726.848 433.739 1.160.587 697.315 252.114 949.429
(1) Durante el año 2008, se emitieron los decretos de transferencia y se completó el proceso de constitución de las empresas mixtas Petropiar, S.A., Petrocedeño,
S.A. y Petromonagas, S.A. las cuales se manejaban anteriormente como los proyectos Hamaca, Sincor y Cerro Negro de la Faja Petrolífera del Orinoco. Para el año 2008 se dejó de reconocer, bajo el método de consolidación proporcional, para obtener los ingresos netos futuros descontados de efectivo relacionados con las reservas probadas de petróleo y gas (véase la nota 9-a).
(2) Incluye Petropiar, S.A., Petrocedeño, S.A., Petromonagas, S.A y Petrolera Sinovensa, S.A.
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Cuadro VI - Análisis de los Cambios en los Ingresos Futuros Descontados de Efectivo Relacionados con las Reservas Probadas de Petróleo y Gas
A continuación se muestra un análisis de los cambios para cada año (en millones):
Dólares -
2008 2007Crudo Crudo
Crudo extra Crudo extraconvencional pesado (1) (2) Total convencional pesado (1) Total
Valor presente al 1º de enero:Ventas, netas de costos de producción e impuestos (57.874) (5.493) (63.367) (37.174) (2.817) (39.991) Valor de las reservas adicionales durante el año, debido a:
extensiones y descubrimientos 949 - 949 5.130 - 5.130
(56.925) (5.493) (62.418) (32.044) (2.817) (34.861)
Cambios en el valor de las reservas del año anterior debido a:
Costos de desarrollo incurridos durante el año 14.068 1.284 15.352 10.098 979 11.077 Cambios en los costos futuros de desarrollo 2.135 12.495 14.630 16.968 4.780 21.748 Cambios netos en los precios y costos
de producción 348.696 75.759 424.455 340.781 31.185 371.966 Revisiones de las estimaciones previas
de las reservas 7.988 211.502 219.490 15.246 - 15.246 Cambios netos en los gastos de impuesto
sobre la renta 11.854 5.642 17.496 (17.789) 909 (16.880) Cambios netos en regalías y otros (314.079) (216.712) (530.791) (224.985) 44.501 (180.484)
Cambio total durante el año 13.737 84.477 98.214 108.275 79.537 187.812
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Bolívares Fuertes - 2008 2007
Crudo CrudoCrudo extra Crudo extra
convencional pesado (1) (2) Total convencional pesado (1) Total
Valor presente al 1º de enero:Ventas, netas de costos de producción
e impuestos (124.429) (11.810) (136.239) (79.924) (6.057) (85.981) Valor de las reservas adicionales
durante el año, debido a extensiones y descubrimientos 2.040 - 2.040 11.029 - 11.029
(122.389) (11.810) (134.199) (68.895) (6.057) (74.952)
Cambios en el valor de las reservas delaño anterior debido a:
Costos de desarrollo incurridos durante el año 30.246 2.762 33.008 21.711 2.105 23.816
Cambios en los costos futuros dedesarrollo 4.590 26.864 31.454 36.481 10.277 46.758
Cambios netos en los precios ycostos de producción 749.696 162.882 912.578 732.679 67.048 799.727
Revisiones de las estimaciones previas de las reservas 17.174 454.730 471.904 32.779 - 32.779
Cambios netos en los gastos de impuesto sobre la renta 25.486 12.130 37.616 (38.246) 1.954 (36.292)
Cambios netos en regalías y otros (675.270) (465.932) (1.141.202) (483.717) 95.677 (388.040)
Cambio total durante el año 29.533 181.626 211.159 232.792 171.004 403.796
(1) Durante el año 2008, se emitieron los decretos de transferencia y se completó el proceso de constitución de las empresas mixtas Petropiar, S.A., Petrocedeño,
S.A. y Petromonagas, S.A. las cuales se manejaban anteriormente como los proyectos Hamaca, Sincor y Cerro Negro de la Faja Petrolífera del Orinoco. Para el año 2008 se dejó de reconocer bajo el método de consolidación proporcional para obtener los cambios en los ingresos netos futuros descontados de efectivo relacionados con las reservas probadas de petróleo y gas (véase la nota 9-a).
(2) Incluye Petropiar, S.A., Petrocedeño, S.A., Petromonagas, S.A y Petrolera Sinovensa, S.A.
