Prospecto Petrobonos 2014, 2015 y 2016

Petróleos de Venezuela, S.A.
SUMARIO
Este sumario resalta información contenida en otras partes del prospecto de la oferta de bonos.
Este no contiene toda la información que se pudiera considerar importante para tomar su
decisión. Sin embargo, se debe leer el prospecto completo y en detalle, incluyendo la sección
de información financiera.
Información General
Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) es una sociedad mercantil, domiciliada en
Caracas, originalmente constituida, en cumplimiento de la Ley Orgánica que Reserva al
Estado, la Industria y el Comercio de Hidrocarburos (Ley de Nacionalización), mediante
Decreto N° 1.123, de fecha 30 de agosto de 1975, y cuyas acciones pertenecen en su totalidad
a la República Bolivariana de Venezuela; razón por la cual, sus operaciones son supervisadas
y controladas por el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo (MENPET).
De conformidad con el marco legal vigente, 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 escala mundial.
PDVSA tiene su domicilio en la ciudad de Caracas, Venezuela. Sus oficinas están
ubicadas en la Avenida Libertador, La Campiña, Apartado Nº 169, Caracas 1010-A,. Su
número telefónico: +58-212-708-4111. Su sitio en Internet es: www.pdvsa.com.
Según datos publicados en la revista Petroleum Intelligence Weekly, en fecha 1 de
diciembre de 2008, PDVSA escaló una posición, comparada con el año anterior, pasando a ser
la cuarta entre las compañías más grandes a escala mundial en el negocio petrolero. El estudio
está basado en una combinación de criterios operacionales (reservas, producción, refinación y
ventas), ocupando actualmente PDVSA las siguientes posiciones:
•
Quinta en reservas probadas de petróleo y gas.
•
Séptima en producción de petróleo.
•
Quinta en capacidad de refinación.
•
Octava en ventas.
De acuerdo con lo previsto en la Constitución de la República Bolivariana de Venezuela,
los yacimientos de hidrocarburos existentes en el territorio nacional pertenecen a la República.
En tal sentido, la Carta Constitucional dispone que el Estado venezolano debe mantener la
propiedad exclusiva de las acciones de PDVSA.
Asimismo, la Ley Orgánica de Hidrocarburos dispone que tanto las actividades de
exploración, extracción, recolección, transporte y almacenamiento iniciales (actividades
primarias), como el comercio nacional e internacional de los hidrocarburos naturales y sus
productos derivados (actividades de comercialización), están reservadas al Estado venezolano
o empresas en las que el Estado mantenga control mediante una participación accionaria
superior al 50%.
Los principales compradores de petróleo crudo de PDVSA están en los EE.UU, Canadá,
Europa, Sur América, el Caribe y Asia. PDVSA además refina petróleo crudo y otros productos
en Venezuela y en el exterior, incluyendo gasolina, diesel, jet fuel, productos industriales,
lubricantes y asfalto.
PDVSA a través de su filial PDVSA GAS, S.A, también desarrolla el negocio de gas con
una producción de aproximadamente 659 millones de barriles de petróleo equivalentes
(“mmbpe”).
PDVSA, de conformidad con la Ley del Banco Central de Venezuela y el Convenio
Cambiario Nº 9, tiene la potestad de mantener fondos en divisas en el exterior a los efectos de
acometer el servicio de su deuda y sus planes de inversión, entre otros.
Desarrollo Social
La Constitución de la República Bolivariana de Venezuela y la Ley Orgánica de
Hidrocarburos establecen la obligación de PDVSA de contribuir con mano de obra y recursos
financieros en los programas sociales desarrollados y administrados por el Gobierno
venezolano. Específicamente, el artículo 5 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos establece que
los ingresos del Gobierno venezolano provenientes de actividades petroleras, deberán ser
empleados
para
la
promoción
de
programas
de
salud,
fondos
de
estabilización
macroeconómica y participación en el desarrollo social y económico de la República Bolivariana
de Venezuela.
PDVSA efectuó aportes en efectivo para los programas sociales llevados a cabo por el
Gobierno venezolano por $ 549 millones en 2003, $ 4.316 millones en 2004, $7.287 millones en
2005, $11.993 en 2006, $ 13.897 en 2007 y $ 15.133 en 2008, incluyendo los aportes y
contribuciones al Fondo de Desarrollo Nacional (FONDEN).
Estrategia de Negocios
El Plan Siembra Petrolera fue ampliamente discutido durante el año 2008 y 2009, en
un entorno de revisión constante de las expectativas de crecimiento global, caracterizadas por
los eventos sucedidos en virtud de la crisis financiera global. El plan se basa fundamentalmente
en los lineamientos impartidos por el Estado venezolano a PDVSA, a saber:
•
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 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.
LA OFERTA
PETROBONO 2014:
Emisor…………...………………....
Moneda.........................................
Monto............................................
Cupón...........................................
Vencimiento..................................
Amortización.................................
Denominaciones...........................
Fecha de Liquidación....................
Liquidación ...................................
Custodia….…………..…………….
Petróleos de Venezuela, S.A.
Dólares de los EE.UU. (“U.S.$”, “US$” o “Dólares”)
US$ 1.300.000.000,00
4,90% Fijo y pagadero semestralmente sobre la base
de cálculo de 30/360
28 de octubre de 2014
Única al vencimiento
US$ 1.300,00 mínimo, más incrementos de US$ 1.300,00
28 de octubre de 2009
El precio de compra será pagadero en bolívares a la tasa de
cambio oficial vigente para la venta de DOS BOLÍVARES CON
15/100 (Bs. 2,15) por US$
Euroclear y/o Clearstream
PETROBONO 2015:
Emisor ………...……………….....
Moneda........................................
Monto...........................................
Cupón..........................................
Vencimiento..................................
Amortización ................................
Denominaciones...........................
Fecha de Liquidación ...................
Liquidación ...................................
Custodia …………………………..
Petróleos de Venezuela, S.A.
Dólares de los EE.UU. (“U.S.$”, “US$” o “Dólares”)
US$ 1.300.000.000,00
5,00% Fijo y pagadero semestralmente sobre la base de cálculo
de 30/360
28 de octubre de 2015
Única al vencimiento
US$ 1.300,00 mínimo, más incrementos de US$ 1.300,00
28 de octubre de 2009
El precio de compra será pagadero en bolívares a la tasa de
cambio oficial vigente para la venta de DOS BOLÍVARES CON
15/100 (Bs. 2,15) por US$
Euroclear y/o Clearstream
PETROBONO 2016:
Emisor .………...………………....
Moneda........................................
Monto ..........................................
Cupón...........................................
Vencimiento..................................
Amortización ................................
Denominaciones ..........................
Fecha de Liquidación ...................
Liquidación ...................................
Custodia ...…………………………
Petróleos de Venezuela, S.A.
Dólares de los EE.UU. (“U.S.$”, “US$” o “Dólares”)
US$ 400.000.000,00
5,125% Fijo y pagadero semestralmente sobre la base de
cálculo de 30/360
28 de octubre de 2016
Única al vencimiento
US$ 400,00 mínimo, más incrementos de US$ 400,00
28 de octubre de 2009
El precio de compra será pagadero en bolívares a la tasa de
cambio oficial vigente para la venta de DOS BOLÍVARES CON
15/100 (Bs. 2,15) por US$
Euroclear y/o Clearstream
La fecha de esta convocatoria es 16 de octubre de 2009
INFORMACIÓN FINANCIERA
Balances Generales Consolidados
Expresados en millones de dólares estadounidenses (MMUS$)
Saldos al 31 de diciembre de
2008
2007
2006
2005
2004
Activo
Propiedades, plantas y equipos, neto
73.010
52.436
42.503
35.959
35.375
Efectivo restringido, neto de porción corriente
Otros activos no corrientes
1.773
16.625
1.743
13.828
1.928
13.065
2.978
12.563
3.039
10.156
91.408
68.007
57.496
51.500
48.570
8.678
8.470
7.003
5.621
4.537
Documentos y cuentas por cobrar
10.810
11.225
9.546
7.978
5.595
Efectivo restringido
Efectivo y equivalentes de efectivo
Otros activos corrientes
347
4.483
16.106
1.555
3.325
14.312
441
2.282
3.761
1.925
1.800
1.541
709
1.748
688
40.424
38.887
23.033
18.865
13.277
131.832
106.894
80.529
70.365
61.847
71.513
56.062
53.103
47.095
41.929
Deuda financiera, neto de porción corriente
13.418
13.634
2.262
2.704
2.716
Otros pasivos no corrientes
12.515
6.722
6.009
5.447
5.369
25.933
20.356
8.271
8.151
8.085
Deuda financiera
1.677
2.977
652
729
1.004
Cuentas por pagar a proveedores
7.556
3.111
6.379
4.993
4.313
Total activo no corriente
Inventarios
Total activo corriente
Total activo
Patrimonio
Patrimonio (1)
Pasivo
Total pasivo no corriente
Impuesto sobre la renta por pagar
2.047
3.048
2.487
4.305
3.367
23.106
21.340
9.637
5.092
3.149
Total pasivo corriente
34.386
30.476
19.155
15.119
11.833
Total pasivo
60.319
50.832
27.426
23.270
19.918
131.832
106.894
80.529
70.365
61.847
15.095
16.611
2.914
3.433
3.720
21%
30%
5%
7%
9%
Otros pasivos corrientes
Total patrimonio y pasivo
Relación Deuda/Patrimonio
Total deuda
Deuda/Patrimonio (2)
(1)
Incluye Capital Social por 39.094 millones de dólares, representado en 51.204 acciones cuyo valor nominal es Bs.F. 1.280 millones.
(2)
Calculado como deuda financiera total, incluyendo porción corriente, dividido entre el patrimonio.
Estados Consolidados de Resultados
Expresados en millones de dólares estadounidenses (MMUS$)
Operaciones Continuas:
Ventas de petróleo crudo y sus productos:
Exportaciones y en el exterior, netas
En Venezuela
Productos Alimenticios y otros de consumo masivo
Costos y gastos:
Compras, neta de variación de inventario:
Petróleo crudo y sus productos,
Productos Alimenticios y otros de consumo masivo
Gastos de operación
Gastos de exploración
Depreciación y amortización
Gastos de venta, administración y generales
Regalías, impuesto de extracción y otros impuestos
Aporte y contribuciones para el desarrollo social:
Aportes para el desarrollo social
Contribuciones al FONDEN
(Ingresos) gastos financieros, neto
Otros egresos (ingresos):
Ganancia en venta de grupo de activos y pasivos mantenidos
para la venta
Ganancia en venta de inversión en afiliadas
Otros egresos (ingresos), neto
Participación patrimonial en resultados netos de afiliadas
y entidades controladas de forma conjunta
Ganancia antes de impuesto sobre la renta
Impuesto sobre la renta
Ganancia neta de operaciones continuas
Operaciones descontinuadas:
Ganancia de operaciones descontinuadas, neta de impuesto
Ganancia neta
Ganancia neta atribuible a:
Accionista de la Compañía
Intereses minoritarios
Ganancia neta
(1)
Para el año 2004, Pequiven es presentado dentro de operaciones discontinuas
INFORMACIÓN OPERACIONAL
LA CORPORACIÓN
PDVSA está constituida como una sociedad anónima y fue creada originalmente como
la empresa “matríz” de las filiales operadoras.
Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) es una sociedad mercantil, domiciliada en
Caracas, originalmente constituida, en cumplimiento de la Ley Orgánica que Reserva al Estado,
la Industria y el Comercio de Hidrocarburos (Ley de Nacionalización), mediante Decreto N°
1.123, de fecha 30 de agosto de 1975, y cuyas acciones pertenecen en su totalidad al Estado
venezolano.
De conformidad con la Ley Orgánica de Hidrocarburos, las actividades de
exploración, explotación y comercio internacional de hidrocarburos y sus derivados, entre otras,
están reservadas al Estado o empresas en las que el Estado mantenga control mediante una
participación accionaria superior al 50%.
PDVSA controla indirectamente el 100% de CITGO,
un ente refinador y comercializador de combustibles para el transporte, productos
petroquímicos y otros derivados del petróleo en los EE.UU.
ESTRUCTURA ORGANIZATIVA
Hasta el 31 de diciembre de 1997, PDVSA realizó sus operaciones en Venezuela a
través de tres filiales operadoras principales, Corpoven, S.A., Lagoven, S.A. y Maraven, S.A.
En 1997, PDVSA estableció una nueva estructura operativa basada en unidades de negocio.
Desde entonces, PDVSA ha trabajado en un proceso de transformación de sus operaciones
con la finalidad de mejorar su productividad, modernizar sus procesos administrativos y mejorar
su retorno de capital. El proceso de transformación conllevó la fusión de Lagoven, S.A. y
Maraven, S.A. en Corpoven S.A. (las antiguas operadoras) el 1 de enero de 1998 y el cambio
de su denominación social a 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, dado que la actividad relacionada con el gas natural
no asociado pasó a ser manejada por la filial PDVSA Gas, S.A. Para finales del año 2002,
ciertos activos gaseosos no asociados fueron transferidos a dicha filial.
Adicionalmente, PDVSA ha realizado ajustes dentro de su organización con la finalidad
de mejorar el control interno de sus operaciones, mejorar su modelo de gobierno corporativo y
alinear su estructura organizativa con las estrategias a largo plazo de su accionista.
DESCRIPCIÓN DEL NEGOCIO Y PRINCIPALES ACTIVIDADES
PDVSA desarrolla sus operaciones a través de diversas filiales creadas para fines
específicos; así como también participa en asociación con compañías nacionales y extranjeras.
Las operaciones de PDVSA 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.
•
Las operaciones de refinación, mercadeo y transporte están localizadas en Venezuela, el
Caribe, Norteamérica, Suramérica, Europa y Asia.
EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN
Las actividades de exploración son realizadas tanto en territorio venezolano como en
otros países, tales como Bolivia, Ecuador, Cuba, Argentina, Mali, Gambia y Vietnam. Las
actividades de producción se realizan únicamente en territorio venezolano, a través de sus
filiales PDVSA Petróleo, S.A., PDVSA Gas, S.A. y las empresas mixtas filiales de la
Corporación Venezolana del Petróleo, S.A. (CVP).
a)
Reservas
Todas las reservas de petróleo y gas natural que están situadas en el territorio
venezolano son propiedad de la República Bolivariana de Venezuela, estimadas por PDVSA y
oficializadas por el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo (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.
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 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 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)
(MMBls al 31/12/2008)
2008
Producción
Relación Reservas
Probadas / Producción
(MBD)
(años)
Petróleo (3)
Maracaibo-Falcón
Barinas-Apure
Oriental
Carúpano
Total (4)
20.286
1.575
150.387
75
172.323
5.412
275
10.611
16.298
1.084
81
2.105
3.270
51
53
195
144
Extrapesado
131.611
5.669
819
439
Gas Natural en MMBpe (5)
Maracaibo-Falcón
Barinas-Apure
Oriental (6)
Carúpano
5.937
56
21.811
2.543
1.165
29
5.475
-
163
8
488
-
100
19
122
-
Total Gas Natural en MMBpe
30.347
6.669
659
126
202.670
22.967
3.929
141
Total Hidrocarburos en MMBpe
(1)
(2)
Desarrolladas y no desarrolladas.
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 basaban 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.
(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.
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 2010.
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 PROBADAS
Condensado
Liviano
Mediano
Pesado
Extrapesado (1)
Total petróleo
1.788
9.867
11.333
17.724
131.611
172.323
1.826
9.981
11.939
17.458
58.173
99.377
1.870
9.735
12.345
17.391
45.983
87.324
1.833
9.747
12.456
17.533
38.443
80.012
1.867
9.830
12.487
17.708
38.690
80.582
144
87
73
67
69
Gas natural (MMMPCN) (2)
Gas natural (MMBpe)
176.015
30.347
170.920
29.469
166.249
28.664
152.264
26.252
151.479
26.117
Total hidrocarburos en MMBpe
202.670
128.846
115.988
106.264
106.699
RESERVAS PROBADAS DESARROLLADAS
Condensado
Liviano
Mediano
Pesado
Extrapesado
Total Petróleo
346
2.221
3.431
4.631
5.669
16.298
381
2.404
3.747
5.024
3.981
15.537
407
2.760
4.812
5.333
6.308
19.620
321
2.359
5.026
5.406
3.826
16.938
387
2.772
5.471
4.569
4.076
17.275
Gas natural (MMMPCN)
Gas natural (MMBpe)
38.682
6.669
105.154
18.130
110.108
18.985
106.726
18.401
106.035
18.282
Total hidrocarburos en MMBpe
22.967
33.667
38.605
35.339
35.557
9%
22%
16%
62%
22%
66%
21%
70%
21%
70%
Relación de Reservas/Producción (Años)
Porcentaje del total de reservas desarrolladas vs.
total de reservas probadas
Petróleo
Gas natural
(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.
b)
Exploración
Durante el año 2008, 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 la República Bolivariana de Venezuela y los países indicados.
Al cierre del año 2008, se finalizaron cuatro proyectos en la región de oriente: TriásicoJurásico, 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.
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 Faja Petrolífera del
Orinoco), 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 Faja Petrolífera del Orinoco (FPO).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 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 $/Bpe.
En promedio, al cierre de diciembre de 2008, la producción del gas natural fue de 6.904
MMPCD (o 1.190 MMBpe), de la cual 3.081 MMPCD, fueron reinyectados con el fin de
mantener la presión de los yacimientos. La producción neta del gas natural fue de 3.823
MMPCD.
La tabla siguiente resume la producción diaria de petróleo y de gas natural de PDVSA,
por tipo, cuenca, precio de venta y, el costo de producción promedio, para el período
especificado:
PRODUCCIÓN DE PDVSA, PRECIO DE VENTA Y COSTO DE PRODUCCIÓN PROMEDIO
En el año terminado al 31 de diciembre de (en miles de barriles por día, a menos que se indique lo
contrario)
Producción de Petróleo
2008
2007
2006
2005
2004
Condensado
Liviano
Mediano
Pesado + Extrapesado (1)
Total Petróleo
Líquidos del Gas Natural
Total Petróleo y LGN
141
579
911
1.604
3.235
162
3.397
133
589
911
1.271
2.904
172
3.076
125
642
1.020
1.120
2.907
177
3.084
18
776
999
1.113
2.906
165
3.071
25
767
1.001
1.040
2.833
166
2.999
Gas Natural (MMPCD)
Producción Bruta
Menos: reinyectado
Gas natural neto (MMPCD)
Gas natural neto (MBDPE)
6.904
3.081
3.823
659
6.958
2.903
4.055
699
7.072
3.019
4.053
699
7.008
2.920
4.088
705
6.566
2.747
3.819
658
Producción de Petróleo de PDVSA por Cuenca
Maracaibo-Falcón
Barinas-Apure
Oriental
Total Petróleo
1.084
81
2.070
3.235
1.130
82
1.692
2.904
1.180
87
1.640
2.907
1.187
88
1.631
2.906
1.238
85
1.510
2.833
Producción de Gas Natural por Cuenca (MMPCD)
Maracaibo-Falcón
Barinas-Apure
Oriental
Total Gas
945
46
5.913
6.904
1.067
59
5.832
6.958
1.123
28
5.921
7.072
1.255
17
5.736
7.008
1.187
4
5.375
6.566
Precio Cesta Exportación ($/Bl) (2)
Precio de venta del gas natural ($/MPC)
86,49
1,63
64,74
1,21
55,21
1,13
45,32
0,84
32,22
0,74
7,10
5,70
4,93
4,88
4,34
4,01
3,93
3,13
3,77
3,29
Costos de Producción ($/Bpe) (3)
Incluye los Ex Convenios Operativos-Empresas Mixtas
Excluye los Ex Convenios Operativos-Empresas Mixtas
(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.
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.
CAPACIDAD DE REFINACIÓN Y PORCENTAJE DE PARTICIPACIÓN DE PDVSA
Al 31 de diciembre de 2008
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AC 3
AC 3
AC 3
AC 3
(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.
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.
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
mencionan 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.
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
Refinería El Palito (REP)
La Refinería El Palito 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.
PDVSA, a través de sus Negocios Internacionales (excluyendo Refinería Isla e
incluyendo la 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 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, Inc (CITGO)
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.
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 92MBD 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 cuando fue de 177,3 MBD de los cuales 38
MBD fueron de crudo venezolano
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.
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 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.
• 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.
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).
Petrojam Limited - Refinería Jamaica
En el marco de Petrocaribe el 14 agosto de 2006 se firmó 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.
• 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.
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.
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.
COMERCIO Y SUMINISTRO
a) Exportaciones
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).
Exportación Nación (MBD)
2.615
EXPORTACIÓN NACIÓN (MBD)
2008
2.612
2005
2.527
2004
Total (PETRÓLEO Y PRODUCTOS)
Empresas Filiales
2.897
2.876
2.789
2.496
2.975
2.615
3.023
2.612
2.839
2.527
PDVSA Petróleo
PDVSA Gas
CVP
Bitor
Commerchamp
Terceros en la Faja
2.417
52
375
20
12
21
2.390
67
26
13
293
2.482
74
43
16
360
2.454
56
86
16
411
2.407
49
53
18
312
PETRÓLEO
Empresas Filiales
2.228
2.213
2.116
1.874
2.210
1.917
2.206
1.876
2.135
1.867
PDVSA Petróleo
Liviano
Mediano
Pesado y extrapesado
CVPPesado y extrapesado
Bitor (2)
Terceros en la Faja
1.892
548
320
1.024
321
15
1.874
567
290
1.017
242
1.917
634
255
1.028
293
1.876
689
248
939
330
1.814
624
298
892
53
268
PRODUCTOS (REFINADOS Y ORIMULSIÓN )
Empresas Filiales
669
673
765
817
704
663
622
698
736
660
PDVSA Petróleo
Gasolinas y naftas
Destilados
Combustible residual fuel oil
Asfalto
Kerosene/Turbocombustibles/Jet
Otros
PDVSA Gas
CVP
Bitor
®
Orimulsión (2)
Combustible residual fuel oil
Commerchamp (3)
Combustible residual fuel oil
Kerosen/Turbocombustibles/Jet
Terceros en la Faja (coque, azufre)
525
69
104
227
64
61
52
54
20
20
12
3
9
6
516
80
133
160
10
59
74
67
26
26
13
4
9
51
565
95
140
174
16
58
82
74
43
25
18
16
8
8
67
578
87
162
189
20
60
60
56
86
86
16
8
8
81
593
103
178
174
20
61
57
49
18
11
7
44
®
(1)
2007
2006 (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
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.
EXPORTACIONES POR DESTINO
PETRÓLEO
DESTINO
Total
2008
Norteamérica
E.U.A. Continental
E.U.A. Saint Croix
2007
2.228
( 1)
(2)
Canadá
México
Caribe Insular
Curazao
Caribe Insular 2
Aruba
PRODUCTO
(3)
2008
2.116
TOTAL
2007
669
673
2008
2007
2.897
2.789
1.340
1.461
160
230
1.500
1.691
1.052
1.145
156
218
1.208
1.363
271
295
-
1
271
296
17
21
2
8
19
29
-
-
2
3
2
3
408
316
141
169
549
485
205
201
212
209
203
49
Bahamas
-
Bonaire
-
115
20
1
7
8
134
-
161
1
337
49
276
21
91
90
91
91
2
-
-
-
2
45
17
42
115
87
-
-
1
-
Jamaica
22
22
3
3
25
25
Martinica
2
-
-
-
2
-
Puerto Rico
-
-
1
7
1
7
19
12
13
16
32
28
San Eustaquio
-
-
8
2
8
2
Santa Lucia
7
5
-
-
7
5
Trinidad
6
8
-
-
6
8
20
16
20
17
40
33
10
13
5
9
15
22
Cuba
Haití
República Dominicana
Centroamérica
Costa Rica
98
1
-
El Salvador
-
2
4
1
4
3
Guatemala
-
-
2
2
2
2
Honduras
-
-
1
3
Nicaragua
Panamá
Suramérica
10
1
-
-
-
-
8
1
3
10
1
2
8
2
74
22
24
76
50
98
Bolivia
-
-
1
2
1
2
Brasil
Chile
Colombia
-
-
24
13
24
13
-
-
-
2
-
2
-
-
2
1
2
1
-
-
49
30
49
30
-
-
-
1
-
1
Ecuador
Paraguay
Perú
Uruguay
5
1
-
1
17
23
-
-
5
2
17
23
EXPORTACIONES POR DESTINO
PETRÓLEO
DESTINO
2008
PRODUCTO
(3)
2007
2008
TOTAL
2007
2008
2007
Europa
146
176
99
97
245
273
Alemania
Bélgica
Bulgaria
Croacia
España
Francia
Grecia
Holanda
Italia
Malta
Portugal
Reino Unido
Rumania
Suecia
Otros
Asia
31
14
21
19
14
5
21
21
276
101
134
2
39
8
3
5
-
27
15
41
2
27
16
26
20
2
112
85
22
5
9
9
-
-
-
25
12
10
24
16
2
5
2
146
36
5
87
18
15
1
1
1
7
2
2
1
3
2
20
11
10
10
18
1
20
2
87
10
52
25
8
7
1
31
17
46
12
10
43
30
7
26
2
21
422
137
134
7
126
18
23
1
4
1
7
2
5
2
1
27
15
3
2
61
13
10
37
34
1
46
20
4
199
95
22
5
52
25
17
9
7
1
8
2
12
15
20
17
8
2
12
2
13
8
12
4
13
China
India
Japón
Líbano
Malasia
Singapur
Turquía
África
Angola
Costa de Marfil
Ghana
Marruecos
Nigeria
Suráfrica
Togo
Túnez
Otros
(4)
Faja
Commerchamp
-
-
3
(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.
b) Mercado Interno
En la siguiente tabla se muestra el histórico de las ventas de PDVSA al mercado interno
de líquidos y gas:
VENTAS AL MERCADO LOCAL
Líquidos (MBD)
Gas natural licuado (MBD)
Productos Refinados (MBD)
Gasolinas para automóviles
Gasóleos y destilados
Residual
Asfaltos
Kerosene y turbocombustibles
(1)
Otros
Aceites, lubricantes y grasas
Naftas
Azufres y otros químicos
Gas natural (MBpe)
2008
2007
2006
2005
2004
580
81
564
82
548
83
506
78
485
69
499
482
465
428
416
287
274
257
240
232
148
34
11
5
6
5
2
1
137
41
11
6
6
4
2
1
133
45
11
5
7
5
1
1
121
40
8
6
7
5
1
1
115
42
6
5
7
5
2
2
307
512
431
392
354
887
1.076
979
898
839
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
Total Líquidos y gas natural (MBpe)
Gas natural (MMPCD)
(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.
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 venezolano 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 de
Venezuela 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.
PLAN ESTRATÉGICO
Dentro del plan estratégico PDVSA se ha fijado, como metas principales la siguientes:
•
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 livianomediano; 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.
•
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.
1. Resumen del Plan de Inversiones
Desarrollando estas estrategias de negocios, PDVSA estima que su plan de negocios
necesitará, en todo el período 2009-2013, 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 enerodiciembre 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
Exploración
Producción Gestión Propia
Empresas Mixtas
Emp. Mixta Costa Afuera
Empresas Mixtas
Empresas Mixtas de la Faja Petrolífera del Orinoco
Gas
Refinación
Comercio y Suministro
Otros (1)
Total
(1)
2008
278
6.708
904
271
1.175
1.258
2.245
1.719
193
1.738
15.314
2009
2010
2011
2012
2013
Total
192
4.172
620
233
853
680
1.455
2.244
1.021
6.474
17.091
562
3.242
1.307
160
1.467
1.446
5.516
7.052
845
3.021
23.151
394
3.261
1.062
15
1.077
1.409
4.828
8.266
1.583
4.914
25.732
579
3.167
782
782
1.536
4.481
9.103
1.192
6.744
27.584
587
4.520
569
569
1.292
2.935
10.419
1.032
6.592
27.946
2.592
25.070
5.244
679
5.923
7.621
21.460
38.803
5.866
29.483
136.818
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, 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.
DIRECTORES Y EJECUTIVOS
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 Vallejos
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.
FACTORES DE RIESGO
Esta Sección describe ciertos riesgos asociados a la inversión en los Bonos 2014, 2015
y 2016 (conjuntamente denominados los “Bonos” o los “Certificados”). Usted deberá consultar a
sus asesores legales y financieros sobre el riesgo de invertir en los Bonos. PDVSA renuncia a
cualquier responsabilidad de asesorarlo en esta materia. Se insta a los Inversionistas a leer
cuidadosamente la totalidad de este Prospecto y a tomar en consideración especialmente lo
siguiente:
Factores de Riesgo relacionados con PDVSA
Las
operaciones
de
PDVSA
dependen
principalmente
de
los
precios
internacionales del petróleo y los productos refinados del petróleo, y dichos precios son
volátiles. Una disminución en dichos precios podría afectar de manera sustancial las
operaciones de PDVSA.
Las operaciones de PDVSA, su condición financiera, los resultados de sus operaciones
y perspectivas dependen en su mayoría de los precios internacionales del petróleo y de los
productos refinados del petróleo. Los precios del petróleo y sus productos refinados son
cíclicos y altamente inestables, e históricamente han fluctuado mucho debido a varios factores
que se encuentran fuera del control de PDVSA, tales como:
•
Cambios en la oferta y demanda mundial de petróleo y de productos refinados del
petróleo;
•
Eventos políticos en las principales naciones productoras y consumidoras de petróleo;
•
Acuerdos entre los miembros de la OPEP;
•
Disponibilidad y precio de productos competitivos;
•
Actuaciones de los mercados de materia prima (commodities), sus participantes y los
competidores;
•
Tendencia económica internacional;
•
Avances y desarrollos tecnológicos en la industria;
•
Leyes nacionales y extranjeras que tienen un efecto directo en el suministro de petróleo
y los productos refinados del petróleo.; e
•
Inflación.
Históricamente, los miembros de la OPEP han celebrado acuerdos para reducir su
producción petrolera. Dichos acuerdos en algunos casos se han traducido en incrementos de
los precios del petróleo a nivel mundial a través de la reducción del suministro mundial de
crudo. Venezuela es parte de dichos acuerdos sobre las cuotas de producción y da
cumplimiento a los mismos; esperamos que Venezuela siga dando cumplimiento a dichos
acuerdos en el futuro. Desde 1998, las cuotas de producción de la OPEP han contribuido a
incrementos importantes en los precios internacionales del crudo.
Cualquier reducción en la producción de crudo de PDVSA o en sus actividades de
exportación que pudiese ocurrir como resultado de cambios en las cuotas de producción de la
OPEP o de un descenso en los precios del petróleo o de los productos refinados del petróleo
por un periodo de tiempo importante, puede afectar adversa y sustancialmente los resultados
de operaciones, flujo de caja y resultados financieros de PDVSA.
PDVSA es controlada por el gobierno de Venezuela, quien en última instancia
aprueba sus inversiones de capital y otros programas de gastos.
La República Bolivariana de Venezuela es la única propietaria de PDVSA. El artículo
303 de la Constitución Nacional establece que por “razones de soberanía económica, política y
de estrategia nacional”, el Estado conservará la totalidad de las acciones de PDVSA o de
cualquier otro ente que sea creado para manejar la industria petrolera. Adicionalmente, el
Artículo 29 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos dispone que las empresas petroleras
estatales, como PDVSA, estarán regidas por dicha Ley Orgánica de Hidrocarburos y sus
reglamentaciones, así como muy especialmente, por las disposiciones que dicte el Ejecutivo
Nacional por órgano del Ministerio del Poder Popular para la Energía y el Petróleo. El Ejecutivo
Nacional, a través del Ministerio del Poder Popular para la Energía y el Petróleo, establece las
políticas petroleras nacionales y asimismo regula y supervisa las operaciones de PDVSA. El
Presidente de la República Bolivariana de Venezuela designa el presidente y los miembros de
la Junta Directiva de PDVSA a través de decreto presidencial. Desde noviembre de 2004, el
Ministro del Poder Popular para la Energía y el Petróleo ha actuado como presidente de
PDVSA. No obstante, la República Bolivariana de Venezuela no es legalmente responsable por
las obligaciones de PDVSA.
PDVSA ha operado como una entidad comercial independiente desde su constitución;
no obstante, por ser los hidrocarburos esenciales para la economía y el futuro desarrollo de
Venezuela ya que constituyen el principal recurso de producción de ingresos de Venezuela, los
ingresos provenientes de esta actividad, de acuerdo al artículo 5 de la Ley Orgánica de
Hidrocarburos, deben propender a financiar la salud, a la educación, a la formación de fondos
de estabilización macroeconómica y a la inversión productiva, todo ello en función del bienestar
del pueblo. Estos compromisos sociales podrían afectar la capacidad de PDVSA de colocar
fondos adicionales en reserva para usos futuros e, indirectamente, su gestión comercial. En
vista que PDVSA se encuentra controlada por el gobierno venezolano, ella no puede
garantizarle que éste no impondrá en el futuro compromisos adicionales sustanciales sobre
PDVSA o intervendrá en su gestión comercial de una manera que afecte de manera sustancial
sus operaciones, flujo de caja y resultados financieros.
La República Bolivariana de Venezuela es la única propietaria de PDVSA.
La República Bolivariana de Venezuela es la única propietaria de PDVSA y, a través del
Ministerio del Poder Popular para la Energía y el Petróleo, establece las políticas petroleras
nacionales y regula y supervisa las operaciones de PDVSA. El artículo 8 de la Ley Orgánica de
Hidrocarburos, conjuntamente con los Artículos 29 y 30 ejusdem, atribuyen al Ejecutivo
Nacional, actuando a través del Ministerio del Poder Popular para la Energía y el Petróleo,
responsabilidad directa por la formulación, regulación, y seguimiento de las políticas en materia
de hidrocarburos. Adicionalmente, la Ley Orgánica de la Administración Pública y el Decreto
Sobre Organización y Funcionamiento de la Administración Pública Nacional confieren al
Ministerio del Poder Popular para la Energía y el Petróleo la superior administración, dirección,
inspección y resguardo de los servicios, bienes e ingresos de renta vinculados con el sector
energético, incluyendo a PDVSA, a fin de garantizar el cumplimiento de los lineamientos y
políticas adoptadas por el Ejecutivo Nacional en esta materia en beneficio del interés público y
social. En circunstancias que comprendan un conflicto de intereses entre Venezuela, como
único propietario de PDVSA, y los titulares de los Bonos, República Bolivariana de Venezuela
puede ejercer los derechos que nacen de su titularidad accionaria de una manera que
beneficiaría a Venezuela por encima de otros intereses.
Como resultado de la Ley Orgánica que Reserva al Estado Bienes y Servicios
conexos a las Actividades Primarias de Hidrocarburos, el Estado se reserva el ejercicio
de las actividades conexas a las actividades primarias, por lo que sólo podrán ser
realizadas por el Estado, PDVSA y sus filiales y empresas mixtas en las que el Estado
tenga mayoría accionaria.
La Ley Orgánica que Reserva al Estado Bienes y Servicios conexos a las Actividades
Primarias de Hidrocarburos fue publicada en la Gaceta Oficial del 7 de mayo de 2009 y entró
en vigencia en dicha fecha. Esta ley declara las actividades conexas a las actividades primarias
como de servicio público y social e interés nacional, reservándolas al Estado, lo que significa
que dichas actividades sólo podrán ser realizadas por el Estado, PDVSA y sus filiales y
empresas mixtas en las que el Estado tenga mayoría accionaria. El alcance de la reserva se
refiere a servicios: (i) de inyección de agua, de vapor o de gas; (ii) de compresión de gas; y (iii)
los vinculados a las actividades en el Lago de Maracaibo (lanchas para el transporte de
personal, buzos y mantenimiento; de barcazas para transporte de materiales; de remolcadores,
entre otros). Con la promulgación de esta Ley, PDVSA y sus empresas filiales han asumido las
operaciones de empresas que prestan los servicios indicados en el párrafo anterior en el país.
La Republica Bolivariana de Venezuela, como única propietaria de PDVSA, puede
hacer que PDVSA siga ciertos objetivos sociales y macroeconómicos que pueden tener
efectos en los resultados operacionales y condiciones financieras de PDVSA.
La República Bolivariana de Venezuela, como única propietaria de PDVSA, ha
desarrollado, y puede seguir desarrollando en el futuro, algunos de sus objetivos sociales y
macroeconómicos a través de nosotros. Como resultado, PDVSA podría participar en
actividades que otorguen preferencia a los objetivos del gobierno venezolano. PDVSA puede
hacer inversiones, incurrir en costos y participar en ventas en términos que pueden tener
efectos en sus resultados operacionales y condiciones financieras. Por ejemplo, en junio de
2007, el Estado venezolano, a través de PDVSA, asumió la propiedad de la EDC, la cual opera
el sistema de distribución de electricidad en Caracas, así como de otras tres empresas de
servicios de energía eléctrica: Sistema Eléctrico del Estado de Nueva Esparta, C.A. (SENECA),
Electricidad de Valencia (ELEVAL) y C.A. Luz y Fuerza Eléctrica de Puerto Cabello. Asimismo,
a mediados de 2008, bajo instrucciones del Gobierno de Venezuela y en desarrollo del artículo
5 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, PDVSA creó su filial Productora y Distribuidora
Venezolana de Alimentos (PDVAL) para garantizar un adecuado suministro de alimentación a
las familias de bajos ingresos. PDVSA no puede garantizarle a los tenedores de Bonos que en
el futuro el Estado no requiera que PDVSA adquiera otros activos en líneas de negocios que no
se encuentran relacionadas con su negocio principal, lo cual puede tener efectos en su
condición financiera y resultados operacionales.
PDVSA no tiene la propiedad de ninguna de las reservas de hidrocarburos que
desarrolla y opera.
Bajo la ley venezolana, las reservas de hidrocarburos que PDVSA desarrolla y opera
pertenecen a la República Bolivariana de Venezuela. El derecho a explorar estas reservas de
hidrocarburos se encuentra reservado al Estado venezolano. PDVSA fue constituida para
coordinar, monitorear y controlar las operaciones relacionadas con las reservas de
hidrocarburos de la República.
Mientras que la Constitución de la República Bolivariana de Venezuela exige que el
Estado venezolano retenga la propiedad exclusiva sobre PDVSA, las leyes venezolanas no
exigen que el Estado continúe llevando a cabo las actividades de exploración y explotación a
través de PDVSA. Si el gobierno venezolano elige realizar sus actividades de hidrocarburos de
otra manera distinta que a través de PDVSA, sus operaciones se podrían ver afectadas.
PDVSA no puede ofrecer garantía alguna de que cambios en las leyes venezolanas o la
implementación de políticas por el gobierno venezolano no afectarán sus operaciones, flujo de
caja y resultados financieros.
El negocio de PDVSA exige la realización de importantes gastos de capital y si no
se mantienen los niveles de producción, la capacidad de PDVSA para pagar su deuda
puede verse afectada.
La exploración y explotación de las reservas de hidrocarburos, la producción, el
procesamiento y la refinación, así como el mantenimiento de maquinaria y equipo requiere
inversiones importantes de capital. PDVSA debe continuar invirtiendo capital o incrementar el
número de reservas de hidrocarburos que opera y la cantidad de petróleo que PDVSA produce
y procesa, en el Marco del Plan Siembra Petrolera, que prevé los niveles de gasto de capital,
necesarios para mantener sus niveles de producción. Sin embargo, la capacidad generar
suficiente flujo de caja o tener acceso suficientes inversiones, préstamos u otras alternativas
financieras para mantener y dar servicio a su infraestructura existente con el fin de continuar
con los actuales niveles de producción, también dependerá del cumplimiento satisfactorio del
Plan Siembra Petrolera, cuya ejecución real no puede ser totalmente garantizada en este
momento.
PDVSA ha emprendido un ambicioso plan de inversión de capital con el fin de
expandir y mejorar la capacidad de producción y refinación. Si PDVSA no hace un uso
adecuado e invierte adecuadamente el capital recaudado para expandir la infraestructura
de refinación y exploración existente, sus operaciones pueden verse afectadas.
La expansión y desarrollo de la infraestructura de producción y refinación de PDVSA
requiere importantes inversiones de capital. El plan de negocios de PDVSA para el período
2009-2013, denominado Plan Siembra Petrolera, exige la expansión de sus capacidades de
producción con el fin de producir 4.9 MBD de petróleo. Asimismo, se espera incurrir en
importantes gastos de capital durante lo que resta del año 2009 y posteriormente de acuerdo
con el plan de negocios. Si PDVSA no logra recaudar fondos suficientes en términos
razonables, si fuere necesario, pudiera requerirse una modificación o reducción significativa del
referido plan de negocios. Si no logra recaudar los fondos necesarios o hacer un uso adecuado
y eficiente de estos recursos con el fin de expandir sus actividades de refinación, exploración y
explotación, las operaciones de PDVSA pueden verse afectadas.
PDVSA se encuentra sujeta a riesgos de producción, sobre los equipos, el
transporte y otros riesgos comunes a las compañías petroleras.
Como cualquier compañía petrolera integrada, PDVSA se encuentra expuesta a riesgos
de producción, sobre los equipos y el transporte que son comunes a las compañías petroleras,
incluyendo fluctuaciones en volúmenes de producción debido a cambios en los niveles de
reserva, producción de accidentes, dificultades mecánicas, cese de la actividad comercial,
condiciones o eventos naturales adversos tales como huracanes severos, tsunami o
terremotos, costos de producción no previstos, la condición de los oleoductos y la
vulnerabilidad de otros medios de transporte, así como la adecuación de sus equipos e
instalaciones de producción y conflictos laborales y/o políticos.
Debido al elevado nivel de actividad en la industria petrolera, PDVSA puede
experimentar una escasez de equipos de perforación y mano de obra, así como el incremento
en los costos de materiales y servicios. Si PDVSA no es capaz de contratar el equipo y
servicios necesarios para desarrollar sus proyectos de exploración y explotación, o si los
precios por dichos equipos y servicios siguen incrementándose, sus costos de exploración y
producción se incrementarán. Cualquier incremento en los costos de exploración y producción
puede tener un efecto en los resultados operacionales y condiciones financieras de PDVSA.
Estos riesgos pueden disminuir los niveles de producción de PDVSA, incrementar sus
costos y gastos de producción o causar daños en sus activos, empleados o algún tercero.
PDVSA ha contratado y mantiene pólizas de seguros para cubrir ciertas pérdidas y exposición
a responsabilidad. No obstante, consistente con la practica de la industria, PDVSA en algún
momento no pudiera tener toda la cobertura ante los riesgos descritos anteriormente. Estos
riesgos pueden afectar sus operaciones y resultados financieros.
Los estimados de las reservas de petróleo y gas de Venezuela tienen cierto grado
de incertidumbre y pueden resultar ser incorrectas con el paso del tiempo, lo cual podría
afectar la capacidad de generar ingresos de PDVSA.
Las reservas probadas de petróleo y gas que han sido incluidas en este Prospecto
representan el estimado de las cantidades de petróleo, gas natural y líquidos del gas natural
que la información geológica y de ingeniería arrojan con certeza razonable como recuperables
de yacimientos conocidos y bajo las condiciones operativas y económicas existentes (p.ej.:
precios y costos a la fecha en que el estimado fue hecho). Las reservas probadas de petróleo y
gas en Venezuela son reservas que puede esperarse sean recuperadas a través de los pozos
existentes con equipos y métodos de operación existentes. Hay incertidumbre en estimar las
cantidades de reservas probadas relacionadas con los precios predominantes de petróleo y gas
natural aplicables a la producción de PDVSA, lo cual puede llevar a hacer revisiones de las
reservas estimadas. Revisiones que reduzcan estos estimados de reservas pueden llevar a
PDVSA a disminuir la producción futura, lo cual puede tener un efecto en los resultados
operacionales y condiciones financieras de PDVSA.
PDVSA está sujeta a numerosas normativas en materia de salud y ambiente en las
localidades donde desarrolla sus operaciones, particularmente en los Estados Unidos de
América y en Venezuela, que pueden volverse más estrictas y resultar en mayores
responsabilidades y mayores gastos de capital.
Las actividades de PDVSA se encuentran sujetas a una gran variedad de leyes,
reglamentos y permisología en relación con la protección del ambiente y la salud tanto a nivel
nacional como local. Adicionalmente, algunas de estas actividades se llevan a cabo en áreas
bajo regímenes de protección especial con usos muy estrictos de las tierras. Si el marco legal y
regulatorio es revisado para convertirse en un marco más estricto, PDVSA estará
probablemente obligada a incrementar sustancialmente sus gastos de capital para cumplir con
el marco legal y regulatorio revisado a fin de asumir efectivamente las mejoras necesarias para
cumplir con las prácticas en salud, seguridad y desarrollo ambiental sostenible en el futuro.
Cualquier incremento de gastos puede tener un efecto sobre los resultados de operaciones y
condiciones financieras de PDVSA.
Factores de Riesgo relacionados con los Bonos
Los Bonos serán obligaciones no privilegiadas de PDVSA.
Los Bonos serán obligaciones no privilegiadas de PDVSA. El pago de capital e intereses
en los Bonos estará efectivamente subordinado en derecho de pago a todas las deudas
garantizadas no subordinadas de PDVSA, si las hubiese y a los acreedores que gozan de
preferencia legal bajo las leyes aplicables. Si PDVSA se encontrara en estado de atraso o
quiebra, o fuere liquidada o sometida a un procedimiento de quiebra, o si el pago con respecto
a la deuda garantizada no subordinada es declarado de plazo vencido, los acreedores
privilegiados no subordinados podrán ejercer las acciones disponibles a un acreedor con
garantías bajo las leyes aplicables, además de cualquier acción a la que pueda tener derecho
conforme a los acuerdos financieros con garantía no subordinada, y PDVSA no puede
garantizar que habrá suficientes activos para pagar los montos debidos en los Bonos. Como
resultado, usted puede recibir menos, porcentualmente, que los prestamistas de las deudas
garantizadas no subordinadas.
El valor de mercado de los Bonos puede depender de condiciones económicas en
Latinoamérica y en otros países en vías de desarrollo sobre los cuales PDVSA no tiene
ningún control.
El valor de mercado de los títulos valores de compañías venezolanas, incluyendo a
PDVSA, se ve afectado en diversos grados por las condiciones económicas y de mercado en
Latinoamérica y en otros países en vías de desarrollo. A pesar que las condiciones económicas
en dichos países pueden ser significantemente distintas de las condiciones económicas en
Venezuela, la reacción de los inversionistas a sucesos y desarrollos en cualquiera de estos
otros países puede tener un efecto negativo en el valor de mercado de los títulos valores
emitidos por emisores venezolanos. PDVSA no puede garantizarle que un deterioro en otros
países en Latinoamérica o en otros países en vías de desarrollo no afectará el valor de
mercado de los Bonos.
La transferibilidad de los Bonos puede estar limitada bajo leyes sobre títulos
valores.
Los Bonos no han sido registrados bajo la Ley de Títulos Valores de los Estados Unidos
de América (U.S. Securities Act) o las leyes sobre títulos valores de cualquier estado o
cualquier otra jurisdicción, y, salvo que sean registrados, no pueden ser ofrecidos o vendidos
en los Estados Unidos de América, o en nombre, o por cuenta de, un ciudadano
estadounidense, salvo que se obtenga una exención de los requisitos de registro de la Ley de
Títulos Valores de los Estados Unidos de América (U.S. Securities Act) y las leyes sobre títulos
valores de cualquier estado o cualquier otra jurisdicción aplicables, o que la transacción no esté
sujetas a dichas leyes. Refiérase a la sección “Restricciones de Transferencia”.
La Inversión en mercados emergentes plantea un mayor grado de riesgo.
Invertir en mercados emergentes de títulos valores generalmente plantea un mayor
grado de riesgo que invertir en títulos valores de economías de mercado más maduras dado
que las economías de mercados emergentes son más volátiles a los efectos de ataques
terroristas internacionales.
No puede haber garantía que la continuación o el incremento de las crisis económicas y
financieras, o eventos similares, no afectarán adversamente la confianza del inversionista en
los mercados emergentes o en las economías de los principales países de Latinoamérica,
incluyendo a Venezuela. Adicionalmente, no puede existir garantía de que estos eventos no
afectarán la economía de Venezuela y su capacidad de recabar capital en los mercados de
deuda externa en el futuro.
Si PDVSA estuviere sujeta a las leyes de atraso y quiebra venezolanas, la
capacidad de los Titulares de Bonos de recuperar sus inversiones en los Bonos se verá
sustancialmente dificultada y estará subordinada a diversas clases de acreedores tales
como acreedores garantizados, sus trabajadores y el fisco venezolano, entre otros.
Si se determinase que PDVSA se encuentra sujeta a las leyes de quiebra y atraso
venezolanas por un tribunal venezolano, su capacidad de recuperar su inversión en los Bonos
se verá dificultada y estará subordinada a varios acreedores tales como el síndico de la
quiebra, los acreedores garantizados, sus trabajadores por cualquier salario o beneficio laboral
debido establecido en los convenios colectivos correspondientes y en las leyes laborales
venezolanas (incluyendo pago de utilidades, vacaciones acumuladas pero no pagadas, y
prestaciones sociales) y el fisco venezolano por impuesto no pagados, entre otros.
Venezuela reconoce la ejecución de sentencias y laudos arbitrales extranjeros,
sujeto a ciertas condiciones establecidas en las leyes venezolanas.
Las sentencias o laudos arbitrales dictados en el extranjero en contra de PDVSA
pueden ser ejecutables sobre sus activos ubicados en Venezuela, cuando cumplan con los
requisitos de eficacia establecidos en la Ley de Derecho Internacional Privado y en la Ley de
Arbitraje Comercial y la Convención de Nueva York sobre reconocimiento ejecución de laudos
arbitrales extranjeros, respectivamente. Sin embargo, siendo que PDVSA es una empresa del
estado que posee bienes afectados al interés público, de acuerdo a lo establecido en la Ley
Orgánica de la Procuraduría General de la República, la ejecución de una sentencia o laudo
arbitral debe ser suspendida por un período de cuarenta y cinco (45) días continuos durante el
cual el Estado venezolano puede tomar acciones con el fin de prevenir la interrupción de los
servicios públicos que suministra la compañía en Venezuela.
TRIBUTACIÓN EN VENEZUELA
Según se utiliza en este documento, el término "Residente de Venezuela” se refiere
generalmente a las personas naturales que hayan permanecido en el país por un período
continuo o discontinuo de más de ciento ochenta y tres (183) días en un año calendario o en el
año inmediatamente anterior y a las personas jurídicas constituidas bajo las leyes de la
República Bolivariana de Venezuela, o que tienen una sucursal o un establecimiento
permanente en Venezuela de conformidad con la definición de dicho término en la Ley de
Impuesto Sobre la Renta y/o en los tratados suscritos por la República Bolivariana de
Venezuela con otras naciones.
Por lo general, si una persona jurídica extranjera mantiene un establecimiento
permanente o una base fija en Venezuela, dicho establecimiento permanente o base fija estaría
gravado en Venezuela. El término “No Residente de Venezuela” se refiere de manera general a
personas naturales que no han permanecido en Venezuela por un por un período continuo o
discontinuo de ciento ochenta y tres (183) días en un año calendario o en el año
inmediatamente anterior, y a una persona jurídica que no ha sido constituida bajo las leyes de
la República Bolivariana de Venezuela o que no tienen una sucursal o un establecimiento
permanente en Venezuela.
El pago de intereses sobre los Bonos por el Emisor a tenedores que son personas
jurídicas No Residentes de Venezuela estará sujeto a impuesto sobre la renta en Venezuela a
una tasa de hasta 34%, salvo que se deba aplicar una tasa menor bajo un convenio para evitar
la doble tributación suscrito con Venezuela. El pago de intereses estará sujeto a retención en la
fuente a una tasa equivalente al 32,3%. Los montos retenidos son acreditables contra la
obligación tributaria definitiva. Las ganancias de capital obtenidas por personas jurídicas que
son No Residentes de Venezuela estarán sujetas a impuesto sobre la renta en Venezuela a
una tasa de hasta 34%, salvo que se deba aplicar una tasa menor bajo un convenio para evitar
la doble tributación suscrito con Venezuela. Este Impuesto sobre la Renta a las ganancias de
capital obtenidas por personas jurídicas No Residentes de Venezuela no estará sujeto a
retención en la fuente.
El pago de intereses sobre los Bonos por el Emisor a tenedores que son personas
jurídicas Residentes de Venezuela estará sujeto a impuesto sobre la renta en Venezuela a una
tasa de hasta 34%. El pago de intereses estará sujeto a retención en la fuente a una tasa
equivalente al 5%. Los montos retenidos son acreditables contra la obligación tributaria
definitiva. Las ganancias de capital obtenidas por personas jurídicas que son Residentes de
Venezuela estarán sujetas a impuesto sobre la renta en Venezuela a una tasa de hasta 34%.
El pago de intereses sobre los Bonos por el Emisor a tenedores que son instituciones
financieras extranjeras calificadas no domiciliadas estará sujeto a impuesto sobre la renta en
Venezuela a una tasa única de 4,95% pagadera a través de retención. Las ganancias de capital
obtenidas por instituciones financieras extranjeras calificadas no domiciliadas estarán sujetas a
impuesto sobre la renta en Venezuela a una tasa única de 4,95%.
Las ganancias de capital obtenidas de la venta de los Bonos por los tenedores
que se encuentran sujetos a los beneficios de un convenio para evitar la doble tributación
vigente entre Venezuela y los Estados Unidos de America, el Reino Unido, Italia, Francia,
Alemania, Portugal, la República Checa, Trinidad y Tobago, Holanda, Suiza, Noruega,
Barbados, Indonesia, Dinamarca, España, Canadá, Irán, Corea, Cuba, China, Austria,
Bélgica, Malasia, Suecia y Kuwait, no estarán sujetos a impuesto sobre la renta en
Venezuela.
Aun cuando no es totalmente claro y definitivo, los asesores en Venezuela del
Emisor creen que se puede sostener que las ganancias de capital por la venta de los
Bonos obtenidas por personas naturales que son residentes a los efectos fiscales no
están sujetas a impuesto sobre la renta en Venezuela.
No obstante el tratamiento fiscal a los intereses y las ganancias de capital
descrito anteriormente, dado que los pagos por los Bonos será efectuado por el Emisor
al Depositario Común y que el Depositario Común es una institución financiera extranjera
calificada no domiciliada a los efectos de la Ley de Impuesto Sobre la Renta de Venezuela, el
Emisor ha tomado la decisión de que los pagos por los Bonos al Depositario Común estarán
sujeto a Impuesto sobre la Renta venezolano a una tasa única de 4,95% pagadero a través de
retención.
El Emisor ha solicitado una exoneración del Impuesto sobre la Renta al
Presidente de la República Bolivariana de Venezuela, quien puede o no otorgar dicha
exoneración a su discreción.
Impuesto sobre Sucesiones y Donaciones
La transferencia de los Bonos por medio de sucesiones o donaciones a Residentes de
Venezuela o No Residentes de Venezuela estará sujeta al impuesto sobre sucesiones y
donaciones venezolano.
Timbre Fiscal
La emisión de los Bonos no estará sujeta a Timbre Fiscal en Venezuela.
ÍNDICE
Sumario ……………………….……………………………………………………………………….. 1
La Oferta ………………………………………………………………………………………………. 5
Información Financiera ………………………………………………………………………………. 6
Información Operacional …………………………………………………………………………….. 8
La Corporación …………………...………………………………………………………………. 8
Estructura Organizativa ………………………………………………………………………….. 8
Descripción del Negocio …………………………………………………………………………. 9
Exploración y Producción ……...…………………………………………………………………….. 9
Reservas ……………….…………………………………………………………………….. 9
Exploración …………….……………………………………………………………………. 12
Producción ……………………………………………………………………………………12
Refinación ………………………………………………………………………………………………14
Comercio y Suministro ………………………………………………………………………………..20
Exportaciones …...…….……………………………………………………………………..20
Mercado Interno ……….……………………………………………………………………. 24
Desarrollo Social ……………………………………………………………………………………… 25
Plan Estratégico ………………………………………………………………………………………. 26
Resumen de plan de inversión ……………………………………………………………..26
Directores y Ejecutivos ………………………………………………………………………………..28
Factores de Riesgo …………………………………………………………………………………….29
Tributación en Venezuela ..……………………………………………………………………………39
INFORMACIÓN COMPLEMENTARIA
Cualquier información adicional en cuanto a las actividades relacionadas a La Nueva PDVSA
puede accesar a nuestro sitio web (www.pdvsa.com), donde encontrará en detalle e histórico
de la información financiera y operacional que su Instituación o Corporación pudiese necesitar
en complemento a este estracto.