PDVSA: 

¿Sobrecarga de tareas o problemas de gerencia?

Mitos y realidades en la gestión de Pdvsa

Carlos Mendoza PottelláForo ILDIS 16/5/2018

Carlos Mendoza PottelláProyecto ‐ Foro ILDIS 16/5/2018

• Algunas precisiones sobre los conceptos de Nación y Estado, Propiedad Púbica y Propiedad Privada, modelos de apropiación de los minerales. 

• Nacionalización, Estatización, Privatización• El proceso de generación y distribución del excedente petrolero en Venezuela y el mundo.  

• Remuneración del Capital y el Trabajo, Renta de la Tierra, Renta monopólica.

• El proceso de apropiación monopólica y geopolítica de la renta petrolera.

“… la voracidad fiscal, el rentismo parasitario, característico de un nacionalismo tercermundista ajeno a las realidades contemporáneas, amenaza la salud de la "gallina de los huevos de oro" y obstaculiza sus megaproyectos expansivos, obligándola a acudir al endeudamiento interno y externo. La empresa petrolera venezolana es pechada con la mayor tasa impositiva del mundo.”Obviemos la circunstancia de que esos impuestos no son otra cosa -en el caso venezolano- que los dividendos del único accionista; lo cierto es que ese ingreso fiscal petrolero se destina principalmente a alimentar el gasto corriente de una sociedad parasitaria e improductiva, perdiéndose todo efecto multiplicador.

La alta tributación fiscal, la cual ni siquiera permite en el futuro inmediato hacer las inversiones necesarias para compensar la declinación y mantener la capacidad de producción, es el principal obstáculo que encuentra la Industria Petrolera Nacional para su desarrollo...

Por ello el Plan de la IPPCN se basó en la premisa fundamental de aliviar la carga tributaria sobre PDVSA mediante reducción progresiva del valor fiscal de exportación hasta su total eliminación en tres o cuatro años...

... PDVSA, Guías Corporativas 1993-1998: Orientación Estratégica, pág. 1.

“Cabe resaltar que un paso primordial en la realización de este plan lo ha constituido la reciente aprobación, por parte del Congreso Nacional, de la reducción gradual del Valor Fiscal de Exportación, que lo llevará de un 16% en el presente año a un 8% en 1994, a un 4% en 1995 y a su total eliminación en 1996”. [1]

[1] PDVSA, Guías Corporativas 1993‐1998: Orientación Estratégica, pág. 1.

61 6048

4131 27 30 32

12 1322

134 6 8 13

22 21

21

19

1920

22 16

14 16

22

16 3032

3531

0102030405060708090

100

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

ISLR Regalías DividendosFUENTE: BCV.

Gobierno Central:Ingresos petroleros como % de los ingresos totales

(%)Marco Legal

ISLR 67,7Regalía 16 2/3

ISLR 50%Regalía 30%

VFE 0

55373 406

1.804

2.920

3.708

2.294

1.681

3.329

1.530

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

1.917

1.920

1.923

1.926

1.929

1.932

1.935

1.938

1.941

1.944

1.947

1.950

1.953

1.956

1.959

1.962

1.965

1.968

1.971

1.974

1.977

1.980

1.983

1.986

1.989

1.992

1.995

1.998

2.001

2.004

2.007

2.010

2.013

2.016

Venezuela 1917‐2016 ‐ Producción Crudo (Miles de Barriles Diarios) 

1961“No Más

Concesiones”

1973Ley Sobre

Bienes AfectosA Reversión

1976Ley que Reservaal Estado la IndustriaY el Comercio de losHidrocarburos1943

Ley deHidrocarburos

8,08

0

2

4

6

8

10

12

1960 1970 1980 1990 2000 2010

USD por barril

Fuente: Opep . 2011 y 2012 cálculos propiosHAP

PRECIO DEL PETRÓLEO EN TÉRMINOS REALESY PROMEDIO POR DÉCADAS

Base 1960=100

Precio real

Precio promedio acumulado

1,4

5,6 5,1

2,43,14

10,3

9,2

…el doble carácter del petróleo como actividad productiva y fuente rentística se desdobla en el caso venezolano: la actividad productiva la desarrolla PDVSA y el aprovechamiento rentístico lo hace el Estado por vías del Ministerio de Energía y Minas y los demás entes de la administración pública. 

Después de esa asignación de roles, el mandado está hecho para presentar escenarios favorables al expansionismo petrolero. En Venezuela hay un "sector petrolero moderno", productivo, liderado por PDVSA y un conjunto de sectores atrasados, rentistas, parasitarios, de vocación tercermundista etc., que se oponen al mejor de los destinos para el ingreso petrolero: su reinversión en el sector. 

11

PDVSA: Planes Corporativos 1994-2002Las ilusiones aperturistas‐

¿Y los precios…? 14 dólares hasta 2002

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000

(Mill

ones

de

barr

iles)

(Mill

ones

de

dóla

res)

Ingreso total Participación fiscal totalCostos operativos totales Producción

Producción, Ingresos, costos y participación fiscal

FUENTES: PDVSA y BCV.

17,40

84,076,00

52,30

69,77

63,18

71,20

86,34

74,7067,60

19,00 23,50 21,50

45,60

22,04

38,04 37,12

13,17

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

70,00

80,00

90,00

100,0019

76

1978

1980

1982

1984

1986

1988

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

Costos Operativos Netos PFT + Otros Aportes

Nueva Ley deHidrocarburos

FUENTES: PDVSA y BCV.

Costos Operativos Netos y Participación Fiscal + Gasto Social(como porcentajes de los ingresos totales)(%)

PDVSA Negocios Internacionales 1998-2001

768 800837

1.026

(5.000)

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

Mill

ones

de

Dól

ares

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1.000

1.100

Mile

s de

Bar

riles

Dia

rios

Ingresos por Ventas 12.161 13989 22.766 26.927Ganancia en Operaciones 461 174 515 638Descuento (S/Promedio) -617 -642 -764 -936Inversiones en afiliadas -277 -517Crudo ExVenezuela Mbd 768 800 837 1.026

1998 1999 2000 2001

6,5 5,4

13,1

3,3 4,5

20,6

9,6

40,4

50,8

47,6

44,045,7

50,047,1

54,456,1

42,1

45,3

54,752,9

55,8

59,5

56,3

62,064,5

55,9

50,6 51,7

57,3

51,2

62,9

58,5

45,7

49,9 49,9

0

10

20

30

40

50

60

70

1982

1984

1986

1988

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

(%.)

Costos de Adquisición de Crudo y Productos no Venezolanos como Porcentaje de los Costos Totales

Consolidados. 1982-2016

Fuente: Estados Financieros Consolidados PDVSA y cálculos propios BCV

120035 121895

72169

48002

75842

86791

55217

41.44644.565

28.502

18.655

6.324

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

2013 2014 2015 2016

Ingresos:

Costos Operativos (Netos de Regalías y otros impuestos)

PFT + Aportes

17

¿Sueño o profecía autocumplida?Entre 2007 y 2016  las revisionesderivadas de la certificación deRyder Scott para el proyecto “Magna Reserva” materializaron ese sueño de 1991

UN TESTIMONIO TECNICO RATIFICADO POR LAS CIFRAS

Al inicio del plan siembra petrolera solo se dedicaron a pagarle a una empresa llamada Ryder Scott para que certificara las reservas, a perforar algunos pozos estratigráficos; pozos bien sencillos (someros en el caso de la FPO) y bastante baratos por cierto de menos de US$1.000.000 C/U y con eso justificaron los gastos de exploración hasta 2016.

Más del 90% de las reservas incorporadas entre 2006 y 2016 fueron de la FPO, mayormente por revisión y extensión, muy poco o casi nada por exploración propiamente dicha de nuevas provincias de C/L/M. 

Se reprocesó información sísmica 2D y 3D pero no se tradujo en éxito sustancial alguno en la adición notable de reservas frescas de C/L/.

19

Venezuela: Exploración, Reservas Probadas, Producción 1999 - 2016

RelaciònDescubrimientos Extensiones Revisiones Producción Probadas Desarrolladas Res/Prod

1999 140 98 1.622 1.117 76.852 692000 71 217 1.696 1.151 77.685 672001 112 440 766 1.220 77.783 642002 2 0 462 1.093 77.154 712003 274 218 520 1.026 77.140 752004 319 145 4.129 1.151 80.582 702005 144 35 444 1.193 80.012 672006 82 31 8.383 1.184 87.324 742007 494 20 12.686 1.147 99.377 872008 8 116 74.013 1.191 172.323 1452009 22 0 39.925 1.097 211.173 15.054 1932010 200 0 86.211 1.083 296.501 14.248 2742011 27 35 2.097 1.089 297.571 13.652 2732012 123 0 1.105 1.064 297.753 12.975 2802013 162 0 1.512 1.056 298.353 12.960 2832014 201 0 2.414 1.015 299.953 12.926 2962015 62 0 1.864 1.001 300.878 12.931 3012016 42 2 2.222 901 302.250 12.944 335

TOTALES 2.485 1.357 242.071 19.779

Reservas Probadas 1999 más Descubrimientos y extensiones y menos producción: 60.915Reservas Probadas 2016 menos Revisiones 60.179

ReservasResultados de la

Exploración

Cifras en Millonesde Barriles y años

Zuata Principal Cerro Negro PETROLEO ORIGINALMENTE

EN SITIO (Millones de Barriles) 270.485 161.880"Factor de Recobro" Estimado 20% 20%

Reservas (Millones de Barriles) 54.097 32.376

Producción (Miles Barriles Diarios) 240 175

Relacion Res/Producción (Años) 618 507

Un año50

Años100

años Un año 50 Años100

años

Producción (Milones Bartiles) ACTUAL 88 4.380 8.760 64 3.194 6.388Agotamiento "Reservas probadas" 0,16% 8,10% 16,19% 0,20% 9,86% 19,73%

RECOBRO EFECTIVO DEL P.O.E.S. 0,03% 1,62% 3,24% 0,04% 1,97% 3,95%

Producción anual (Milones Barriles) DUPLIC. 175 8.760 17.520 128 6.388 12.775

Agotamiento "Reservas probadas" 0,32%16,19% 32,39% 0,39% 19,73% 39,46%

RECOBRO EFECTIVO DEL P.O.E.S. 0,06% 3,24% 6,48% 0,08% 3,95% 7,89%

FACTOR DE RECOBRO: ¿PAQUETE CHILENO?

7,620,1

50,51

73,74

94,21

133,4144,2

219,6

0

50

100

150

200

250

dic-06

feb-07

abr-07

jun-07

ago-07oct-07

dic-07

feb-08

abr-08

jun-08

ago-08oct-08

dic-08

feb-09

abr-09

jun-09

ago-09oct-09

dic-09

feb-10

abr-10

jun-10

ago-10oct-10

dic-10

BOYACA

JUNIN

AYACUCHO

CARABOBO

MMMBls

Reservas Cerificadas al 31 Diciembre de 2008

Incorporación de Reservas a Diciembre 2009

Incorporación de Reservas a Diciembre 2010

Proyecto Orinoco Magna Reserva

: 41,65 MMMBls

: 85,53 MMMBls

: 29,56 MMMBls

: 62,90 MMMBls

• Pozos Perforados: 146

• Toma de Núcleos > 8.000 pies

• Adquisición Sísmica 2D: 3.824 Km

• Interpretación Sísmica 2D: 17.805 Km

• Costo Total del Proyecto: 557 MM$

La ilusión del “factor de recobro”

23

PLANIFICACIÓN ESTRATÉGICA PDVSA 1994

24

Proyección de la producción de crudo 2012-2018

(Miles de barriles diarios)

Producción promedioene-sept 2012

3.028 MBD

Fuente: Informe titulado: "Balance de Gestión Social y Ambiental 2011“ de PDVSA.

PERFIL DE PRODUCCIÓN APROBADO ASAMBLEA NACIONAL

28

Plan Siembra Petrolera 2013 - 2019 • Incrementar el nivel de producción de crudo a 6.000 MBD en 2019, de los

cuales 4.000 MBD provendrán de la FPO.

• Aumentar la producción de gas natural hasta 11.947 MMPCD, logrando unsignificativo aporte de la explotación de las reservas localizadas en el CinturónGasífero de nuestro mar territorial.

• Incrementar la producción de Liquido del Gas Natural a 255 MBD.

• Elevar la capacidad de refinación en el sistema nacional a 2,2 MMBD y a nivelinternacional a 2,4 MMBD, para una capacidad total de 4,6 MMBD.

• Alcanzar un nivel de exportaciones de crudo y productos de 5,6 MMBD.

• Desarrollar de forma sistemática y sustentable la capacidad industrial de bienesy servicios requeridos por las actividades medulares de hidrocarburos.

• Consolidar la capacidad propia de transporte de crudo y productos.

2929

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016Pesado + extrapesado 38,5 43,8 49,6 46,2 48,4 49,5 50,4 57,9 56,6 56 58Mediano 35,1 31,4 28,2 31,2 29 29,7 30 22,0 21,4 24 22,3Liviano 22,1 20,3 17,9 19,2 19,4 17,6 16,1 16,2 14,4 13,1 12,2Condensado 4,3 4,6 4,4 3,4 3,2 3,2 3,5 4,0 3,8 3,2 3,4

0

10

20

30

40

50

60

70

Pesado + extrapesado Mediano Liviano Condensado

(%)

1/ Los crudos se clasifican según la gravedad API: Por encima de 40° condensado; superior a 31° crudo liviano; entre 22° y 31° crudo mediano; entre 10° y 22° crudo pesado; inferior a 10° crudo extrapesado. 

Fuente: PDVSA.

Producción petrolera venezolana por tipo de crudo(Participación porcentual)

PDVSA:Histórico y Plan de Producción de Crudos, Condensados y LGN para el Final de año 2009 – 2019 Nivel País

FAJA

313131

Desembolsos por Inversiones 2015 – 2019

Real2014

Desembolsos por inversiones

2015 2016 2017 2018 2019 Total 2014‐2019

13.385 Exploración y producción

22.041 51.124 53.248 53.712 40.847 234.357

4.349 Gas 2.350 4.299 3.129 2.228 1.866 18.221

1.297 Refinación 3.466 8.131 5.990 5.489 5.499 29.872

523 Comercio y suministro 648 1.100 1.213 2.212 2.171 7.867

4.864 Otras organizaciones 2.473 2.000 1.745 569 348 11.999

24.418 Total 30.978 66.654 65.325 64.210 50.731 302.316

6,5% % PIB8,7% 18,7%  18,3%  17,9% 14,2%

Para comparar: Meta de Kuwait para el 2040: 4 Millones 750 mil b/d

Perforando 55 pozos anuales para alcanzar un total de 1633

Kuwait pasaría de 2.7000  MBD que produce hoy a 4.700, en 22 años.

Venezuela: De 2.860 MBD en 2014 a 6.000 en 2019.  A un ritmo de 628 MBD por año. 

Kuwait:  Propone crecer en 53 MBD anuales. 

Sobran los comentarios

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

Producción 2.92 2.81 3.14 3.27 3.08 3.07 3.39 3.17 3.12 3.12 3.03 3.01 2.89 2.86 2.57 2.17 1.41Metas 3.64 4.00 4.37 4.74 5.10 5.47 5.84 3.51 4.01 4.50 5.00 5.50 6.00

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000 (MBD) briMeta 2019:

6.000Meta 2012:

5.840

Volumen de la producción de petróleo real y “planificada” (2002 – 2019)

34

Abril 2018

Tiempo

Declinación y Agotamiento

CRECIMIENTO Plateau

Declinación y Agotamiento

CRECIMIENTO Plateau

FASES DE DESARROLLO DE UN CAMPO PETROLERO

5‐10 AÑOS 80‐90 AÑOS

RECUPERACION SECUNDARIAY TERCIARIA

FasePrevia¿Años?

POTENCIAL (PT) = Potencial al comienzo de período – declinación + contribuciones

Un segundo método de estimación del potencial es un balance de la declinación total delos yacimientos y las contribuciones, el cual es usado en la emisión del Presupuesto Anual,su control y seguimiento periódico.

POTENCIAL (PT) = Potencial al comienzo de período – declinación + contribuciones

Métodos de Calculo para el Potencial de Producción

Solicitadas como presupuesto

Oct. 2016

Fuente: IHS 2016. 40

The future of oil. K. Haisworth.

Desarrollo de nuevos proyectosen áreas  y países seleccionados(Producción y Costos estimados)

Localización USD/B

Medio Oriente 20

China 28

Libia 42

México 55

Brasil 61

Aguas Profundas Golfo de México/EEUU 65

Angola 71

Nigeria 78

Arenas Bituminosas Canadá 87

Crudo extrapesado de Venezuela 114

Fuente: CERA

Precio mínimo del barril de WTIpara justificar inversiones en nuevos proyectos

6270 67

78

100

112 110 111

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

Precio del petróleo requerido para equilibrar las cuentas fiscales

2010 2011 2012

US$/b)

Nota: El precio corresponidente a los países  de la OPEP destintios a Venezuela y Rusia son datos aproximados  de IEA, IMF y Merrill Lynch. Para el caso 

Venezuela 223 $/bl

Países USD Part (%) USD Part (%) USD Part (%) USD Part (%) USD Part (%)

Reino Unido 0,0 0,0 22,7 0,5 17,4 0,4 4,3 0,1 44,3 100%

Brasil 6,7 0,2 16,1 0,5 9,5 0,3 2,8 0,1 35,0 100%

Nigeria 4,1 0,1 13,1 0,5 8,8 0,3 3,0 0,1 29,0 100%

Venezuela 10,5 0,4 6,7 0,2 7,9 0,3 2,5 0,1 27,6 100%

Canadá 2,5 0,1 9,7 0,4 11,6 0,4 2,9 0,1 26,7 100%

US Shale 6,4 0,3 7,6 0,3 5,9 0,3 3,5 0,2 23,4 100%

Noruega 0,2 0,0 13,8 0,6 4,2 0,2 3,1 0,1 21,3 100%

US No Shale 5,0 0,2 7,7 0,4 5,2 0,2 3,1 0,1 21,0 100%

Indonesia 1,6 0,1 7,7 0,4 6,9 0,3 3,6 0,2 19,7 100%

Rusia 8,4 0,4 5,1 0,3 3,0 0,2 2,7 0,1 19,2 100%

Iraq 0,9 0,1 5,0 0,5 2,2 0,2 2,5 0,2 10,6 100%

Irán 0,0 0,0 4,5 0,5 1,9 0,2 2,7 0,3 9,1 100%

Arabia Saudita 0,0 0,0 3,5 0,4 3,0 0,3 2,5 0,3 9,0 100%Fuente: Rystad Energy. Cálculos propios.

Carga tributaria Gastos de Capital Costos Operativos Costos Adm/Transp. Costo producción Total

Costos de producción comparativos en países seleccionados