POLÍTICA PETROLERA VENEZOLANAEXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

RECURSOS ENERGÉTICOS Y CAPACIDADES

Base de recursos energéticos de Venezuela

MMMBls: Millardos de Barriles BPC: Billones de Pies Cúbicos (1012 PC) MMTM: Millones de Toneladas Métricas TWh: Teravatios - hora

* 211 en libros + 85 FPO certificadas al 2010

**Proyectos hidro en los Andes

9.255 MMTM480 MMMBls

PetróleoPetróleo CarbónCarbón

499 MMMBls

Probadas: 297*

Probables: 87

Posibles: 53

Recursos: 43

443 BPC

Probadas: 195

Probables: 36

Posibles: 34

Recursos: 178

% %

HidroelectricidadHidroelectricidad

96 TWh

%

96 TWhGuri 47Macagua 15Caruachi 13Tocoma 13Recursos: 8 **

49

16

14

1389

6317

11

8 8

4044

%16

31

53

9.255 MMTM

Probadas: 1.461

Probables: 2.808

Posibles: 4.986

Recursos: 0

443 BPC

GasGas

Reservas probadas de petróleo y gas natural por cuencas geológicas (Dic. 2010)M A R C A R I B EM A R C A R I B E

N

Gas Natural (MMMPC)

Condensado y Crudo (MMB)

CUENCA MARACAIBO

19.930

34.160

22 60

1.262

368

CUENCA FALCÓN

16.584 92.557

258.227 36.390

CUENCA BARINAS-APURE

CUENCAORIENTAL

226 277

7.310

75 14.750

RESERVAS PROBADAS REMANENTES

ÁREA PETRÓLEO (MMB)

GAS NATURAL (MMMPC)

Occidente Tierra 19.952 34.220

Barinas-Apure 1.262 368

Oriente Tradicional 16.584 92.557

Faja 258.227 36.390

Costa Afuera 476 31.246

TOTAL NACIÓN 296.501 194.781

175

8.909

Evolución reservas probadas de petróleo 1998 - 2010

63,9

37,6

85,0

211,0

173,6

108,587,079,7

76,1 76,9 77,7 77,8 77,2 77,1 80,6 80,0 12,47,6

0

50

100

150

200

250

300

350

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

MMMBls

Proyecto Magna Reserva

87,399,4

172,3

211,2

297

Incremento de Reservas:

• Del 2006 al 2010: 80 a 297 MMMBls

• Del 2006 al 2009: 80 a 211 MMMBls

271%

164%

Reservas probadas a nivel mundial

M A R C A R I B EM A R C A R I B E

N

OCCIDENTE

TALADROS46

POZO12.338

TALADROS13

POZO504

TALADROS51

POZO1.205

TALADROS58

POZO4991

CENTROSUR

ORIENTE

FAJA

ÁREA TALADROS POZOS

OCCIDENTE 46 12.338

CENTROSUR 13 504

ORIENTE 51 1.205

FAJA 58 4.991

TOTAL 168 19.038

Capacidad de pozos, taladros y producción

MORUY BLOQUE II (PETROBRAS – TEIKOKU)

URUMACO BLOQUE II (GAZPROM)

URUMACO BLOQUE I (GAZPROM)

CARDÓN BLOQUE IV (REPSOL – ENI)

CARDÓN BLOQUE III (CHEVRON)

PROYECTO BLANQUILLA

RÍO CARIBE

MEJILLONES

PATAO

DRAGÓN

PLCJOSE

BARBACOA

MARGARITA

SAN ANTONIO

CARÚPANO

CIGMA

MUSCAR

PLATAFORMA DELTANA

BLOQUE 1

BLOQUE 2

BLOQUE 3

BLOQUE 4

BLOQUE 5

14,7 TCFPROYECTO RAFAEL URDANETA

PROYECTO MARISCAL SUCRE

• Inversión Costa Afuera: 32,9 MMM$ (Delta Caribe Oriental)

• Reservas Probadas Costa Afuera: 30,9 TCF

EN EXPLORACIÓN

RESERVAS PROBADAS

7,3 TCF

9 TCF

DESCUBRIMIENTO

27 TCF 2.749 MM$

3.682 MM$

6.986 MM$

14.484 MM$

8 – 15 TCF 8,9 TCF

5.000 MM$

Desarrollo de gas natural Costa Afuera

Desarrollo gas natural Costa Afuera:I Tren de licuefacción

Tren 1 GNL

Empresa Mixta Licuefacción Mercado GNL (En

revisión)GALP / Portugal

Enarsa / Argentina

Cupet / Cuba

Mercados Abiertos

5,5 MTPA

PDVSA = 61%Chevron = 39%

GASODUCTOPD-CIGMA

295 KM

Brasil / PDVSA

•Bloque 2 Plataforma Deltana

SOCIOSEn revisión

Empresa Mixta Producción

Desarrollo gas natural Costa Afuera:Proyecto Rafael Urdaneta

COLOMBIA

RAFAEL URDANETA

CRP

Maracaibo

Morón

Majayura

COLOMBIA

Río Seco

Ballena

BajoGrande

Desarrollo Acelerado del Proyecto

• Producción de Gas y Condensado: 0,3 BCFD / 8 MBD / I Trimestre 2013 / 5 Pozos Productores

1,2 BCFD / 30 MBD / > 2015 / Más de 20 Pozos Productores

• Inversión Total: 3.400 MMUS$

• Aprovechamiento de las Reservas de Gas Libre del Occidente del País

• Evaluación de Gas: 3,69 $/MMBTU

Ulé

Gasoducto Marino por construir

Gasoductos Existentes

** Incluye Ref. San Roque

* Incluye Ref. Bajo GrandeCRP*CRP*

RELPRELPRPLC**RPLC**

22 °API21 °API

Conv. Media y Profunda CRPCapacidad: 955 MBD

Inversión: 2.000 MMUS$Polo Petroquímico Paraguaná

Inversión: 4.000 MMUS$(E.C. Clase V)

Conv. Media y Profunda CRPCapacidad: 955 MBD

Inversión: 2.000 MMUS$Polo Petroquímico Paraguaná

Inversión: 4.000 MMUS$(E.C. Clase V)

Conversión Profunda RPLCCapacidad: 210 MBD

Inversión: 5.200 MMUS$(E.C. Clase II)

Conversión Profunda RPLCCapacidad: 210 MBD

Inversión: 5.200 MMUS$(E.C. Clase II)

971 MBD24 °API

140 MBD

28 °API 192 MBD

27 °API

Expansión RELPCapacidad: 140 MBD

Inversión: 4.900 MMUS$(E.C. Clase III)

Expansión RELPCapacidad: 140 MBD

Inversión: 4.900 MMUS$(E.C. Clase III)

Cambio de patrón de refinación

Conversión de residual a productos de mayor valor

Incremento de exportaciones

Preservación ecológica ambiental

Especificaciones más exigentes de calidad de productos

Apalancar polo de Desarrollo Endógeno y Sustentable en los 5 estados de influencia de la Refinería: Apure, Barinas, Mérida, Portuguesa y Táchira

Abarcará desde productos refinados hasta especialidades

Refinería BSICapacidad: 100 MBD

Inversión Fase I 60 MBD : 1.330 MMUS$(E.C. Clase III)

Refinería BSICapacidad: 100 MBD

Inversión Fase I 60 MBD : 1.330 MMUS$(E.C. Clase III)

Refinería ZuliaCapacidad: 200 MBD

Inversión: 3.500 MMUS$(E.C. Clase V)

Refinería ZuliaCapacidad: 200 MBD

Inversión: 3.500 MMUS$(E.C. Clase V)

Refinería Zulia

Refinería BSI

Adecuaciones Ref. Nacional

Adecuación y Nuevas Refinerías

Proyectos de refinación nacional:Max procesamiento de crudos de la FPO

Capacidad actual de refinación de PDVSAinternacional y nacional

PDVSA en números 2010

FUERZA LABORAL PROPIA

Empleados: 93.773

PRODUCIÓN PROMEDIO

Crudo: 3,01 MMBD

Líquidos del Gas Natural: 158 MBD

Gas Natural: 6.784 MMPCD

POSICIONAMIENTO MUNDIAL

PIW: 4th Empresa Petrolera

Fortune 500: #27 de las Empresas más grandes del mundo, y 1era en América Latina

RESERVAS PROBADAS

Crudo: 297 MMMBls.

Gas Natural: 195 BPC

CAPACIDAD DE REFINACIÓN

TOTAL: 3,0 MMBD

Nacional: 1,3 MMBD

Internacional: 1,7 MMBD

Ingresos Totales74.996 MM$

Ganancia Neta

4.498 MM$

2.686 MBD

EXPORTACIONES PROMEDIO

CONTRIBUCIÓN CON EL DESARROLLO SOCIAL

3.083 MM$

BALANCE POLÍTICA PETROLERA

Visión apertura

• Sustitución del Ministerio de Energía: PDVSA pasa a fijar precios del crudo y políticas.

• Minima contribución al fisco nacional

• Política de internacionalización

• Sistema de convenios operativos y asociaciones estratégicas

Desvalorización del recurso naturalcolapso del ingreso petrolero fiscal

Tipos de convenios

• Convenios operativosConvenios operativos Para explotar antiguos campos petroleros y reactivar la producción: 32 campos atribuidos.

• Asociaciones estratégicasAsociaciones estratégicas Para explotar y refinar los crudos pesados y extrapesados de la Faja del Orinoco: seis áreas.

• Contratos exploración a riesgo y ganancias compartidasContratos exploración a riesgo y ganancias compartidas Para la exploración y la explotación de nuevas zonas (variante de las AE): tres asociaciones formadas en 1997 para la exploración y producción de petróleo convencional.

Convenios operativos y asociaciones estratégicas: características generales

• Campos petroleros “abandonados por baja productividad” por un lapso máximo de 20 años.

• Tres rondas de licitaciones: 1992, 1993 y 1996. Se firmaron 33 acuerdos con empresas de 14 países.

• Impuesto sobre la renta no correspondía con la actividad realizada (34% en lugar de 50%).

• Regalía: debía pagarla PDVSA y se negaba derecho a regularla.• Solución de controversias: vulneración de la soberanía nacional.• Política anti OPEP: la producción no entraba en las cuotas de la

organización.• No fueron aprobados por el Congreso Nacional• PDVSA asumía: :

Los costos de operación (op fee) Los costos de capital (cap fee) Los incentivos para una mayor producción El reconocimiento del financiamiento de capital, es decir, de las deudas

adquiridas para poder realizar inversiones

Mapa de convenios operativos

Asociaciones estratégicas

Plena Soberanía Nacional

• Fortalecimiento del Ministerio de Energía.• Establecimiento de un sistema de precios tipo “fórmula” públicos. • Creación de un nuevo esquema de leyes: LOH líquidos y LOH gaseosos.• Creación del esquema de “Empresas Mixtas” (Reforma de la LOH,

2006) y Decreto 5200 para la migración a EM.• Nuevos objetivos geopolíticos: nuevos socios, nuevos mercados,

fortalecimiento de la OPEP.• Reestablecimiento de los aportes fiscales de PDVSA• Revisión y ajuste al nuevo marco legal de los negocios de la apertura.

REESTABLECIMIENTO DE LA CONDUCCIÓN DE LA REESTABLECIMIENTO DE LA CONDUCCIÓN DE LA POLÍTICA PETROLERA NACIONALPOLÍTICA PETROLERA NACIONAL

Empresas Mixtas: características

• Las regalías aplicables se elevaron a un tercio (33,33%).• El ISLR se elevó a 50% y se introdujo un ‘impuesto sombra’ de 50%

sobre el ingreso bruto para poner coto a la evasión del ISLR. • PDVSA actúa estrictamente como socio. No involucrada en ‘cláusulas

de estabilidad’.• Derechos de ejercer las actividades primarias de exploración y de

explotación. • PDVSA asumió como mínimo una participación accionaria de 60%. • Reducción de las áreas a un tercio de su extensión anterior.• Vigencia de veinte años.• Las Empresas Mixtas no admiten el arbitraje internacional.

PDVSA Socios

Migración de Convenios Operativos

– De 29 Convenios Operativos a 28 Empresas Mixtas con el control soberano de 500

MBD de producción

Nacionalización de la Faja Petrolífera del Orinoco

– De 4 Asociaciones a 3 Empresas Mixtas con el control soberano de 600 MBD de

producción Participación en la Producción de Crudo

PDVSA tiene 100% el control de las Operaciones

Restablecimiento del Control Operacional de la Industria Petrolera

PETRONADO

PETROCURAGUA

PETRODELTA

PETROLERABIELOVENEZOLANA

PETROLERA KAKI

PETROREGIONAL DEL LAGO

BARIPETROL

PETROCUMAREBO

PETROWAYUU

PETRORITUPANO

PETROVENBRAS

PETROKARIÑA

PETROINDEPENDIENTE

PETROBOSCAN

PETROWARAO

PETROQUIRIQUIRE

PETROCABIMAS

PETROLERA SINOVENEZOLANA

LAGOPETROL

BOQUERON

PETROPERIJA

PETROGUARICO

PETROZUMANO

SAN CRISTOBAL

PETROCEDEÑO

SINOVENSA

PETROPIAR

PETROMONAGAS

PETROSUCRE

PETROWARAO-PEDERNALES

Empresas Mixtas en Crudos Liviano, Medianoy Pesado

Empresas Mixtas en Faja

Empresas Mixtas Costa Afuera

Socios de PDVSA después de Migración de Convenios

Distribución de la renta para EM

(MMUS$)

Precio Exportación

($/Bl)21,94 24,88 32,88 46,15 55,21 64,74 86,49 57,01

255.901

72,14

158.813

97.088 (+ 61%)

* La migración a EEMM generó un mayor aporte de ISLR al tener PDVSA mayoría accionaria (>60%) y el OPFEE e Intereses de los antiguos Convenios Operativos se traducían en un desgravamen del ISLR* La migración a EEMM generó un mayor aporte de ISLR al tener PDVSA mayoría accionaria (>60%) y el OPFEE e Intereses de los antiguos Convenios Operativos se traducían en un desgravamen del ISLR

TOTAL

PromulgaciónLey OrgánicaCambio de

Regalía PDVSA 16,33% a 30%

Creación del Impuesto Superficial:

Cambio en Regalía Faja

de 1% a 16,33%

Imp. Extracción + Migración Convenios Operativos a EEMM

Creación del Impuesto Registro

de Exportación

Cambio ISLR 34% a 50% por Migración

Asociaciones de la Faja a EEMM y Creación

Contribución Especial Precios Extraordinarios

Migración* Asociaciones Faja a EEMM y

Contribución Especial Precios Extraordinarios

(>70 $/Bl CV)

Impacto de reformas en legislación fiscal y otras medidas

0

30.000

60.000

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 MV 2010

APORTES LEY ANTERIOR EFECTOS NUEVAS LEYES

Desarrollo Social 2004 - 2010 (Ene/Jun)

VIVIENDA E INFRAESTRUCTURA

6%MISIÓN

ALIMENTACIÓN4%

PROYECTOS AGRÍCOLAS

6%

OTROS APORTES13%

APORTES A COMUNIDADES

5%

FONDEN46%

FONDESPA7%

MISIÓN BARRIO ADENTRO

9%

MISIÓN RIBAS4%

Total de Aportes Acumulados: 61.439 MM$

28.590 MM$

7.868 MM$

3.025 MM$

2.299 MM$ 5.790 MM$

4.229 MM$

3.617 MM$

3.686 MM$2.335 MM$

(*)

(**)

(*) Incluido en Presupuesto Operaciones de PDVSA(**) No incluye Monto Compensación Petrolera

• 33 Empresas de Convenios Operativos y

Asociaciones Estratégicas

• 12 Países Participantes: España, China,

Francia, Argentina, Brasil, Estados Unidos,

Japón, Reino Unido, Alemania, Noruega, Italia

y Holanda

• 31 Empresas que conformaron Empresas Mixtas

para Liviano / Mediano y Faja

• 6 Nuevas Empresas Mixtas constituidas con 17

Empresas Internacionales

• 27 Empresas Internacionales participando en la

certificación de reservas de la Faja

• 21 Países Participantes: Cuba, Rusia, Vietnam,

Bielorusia, India, Irán, Ecuador, Malasia, Portugal,

Sudáfrica, Uruguay, España, China, Francia,

Argentina, Brasil, Estados Unidos, Japón, Reino

Unido, Chile, Noruega e Italia.

Esquema de la Apertura Petrolera Diversificación hacia Mundo Pluripolar

Esquema Apertura Petrolera Plena Soberanía Petrolera

• Petrobras• Statoil• CNPC • ENI

• Petrobras• Statoil• CNPC• ENARSA• Cupet• Petropar• ONGC• Petronas• Petrovietnam• ENI

• Sinopec• CNOOC• ANCAP• ENAP• Petroecuador• PETROSA• Galp• Consorcio

Ruso

Participación de Empresas Petroleras en Negocios con Venezuela

• ExxonMobil• ConocoPhillips• Shell• Chevron• BP• Total

• Chevron• BP• Total

• ExxonMobil• ConocoPhillips• ExxonMobil• ConocoPhillips

LITIGIOS

Comparativo

Plan Siembra

• El Plan Siembra Petrolera es una estrategia de desarrollo integral pensada para los próximos 30 años.

• En su primera fase hasta 2015, prevé una inversión global de aproximadamente 252.167 millones de dólares.

• Con el objetivo de alcanzar una producción de 4,5 millones de barriles de diarios de crudo y de 13,89 mil millones de pies cúbicos de gas natural.

• Además del aumento de capacidad de refinación a 3,2 millones de barriles diarios.

DESARROLLO DE LA FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO

CERRO NEGRO 1LA CANOA 1

HAMACA 1

SUATA 1

EL MACHETE 1

BOYACÁ JUNÍN AYACUCHO CARABOBO

Faja Petrolífera Orinoco: historia

Empresas mixtas en la FPO

El PLACEREl PLACERSANTA RITA

SANTA RITA

PUNTA ARAYA

SOLEDADSOLEDAD

Fase Inicial

PUNTA CUCHILLOPUNTA CUCHILLO

Evaluación de rutas de Oleoductos y Poliductos

JOSE

Campos de Producción

BOYACÁ JUNÍN

AYACUCHO

CARABOBO

Nuevo Terminal de Líquidos

Acondicionamiento Terminal de

Líquidos

Nuevo Terminal de

Sólidos

Condominio de Mejoramiento

Condominio de Mejoramiento

Condominio deRefinación / Petroquímica

Fase Permanente

Campos de Producción

OleoductosMejoradores TerminalesCampos de Producción

TanquesRefinería

520 Macollas10.570 Pozos

5Mejoradores

con conversióna Refinería

Km Ǿ (Pulgs) 135 16 332 24100 26

• Punta Araya (líquidos)

• Punta Cuchillo (sólidos)

• Adecuación Jose

33 tanques• 750 MBLs: 28 • 500 MBLs: 5 Capacidad Total 23,5 MMBls

2Refinerías

(Cabruta y Jose)

Km Ǿ (Pulgs 135 34 360 36 940 42

Total 2.002 Km

Proyectos de la Faja Petrolífera del Orinoco: Desarrollo de Infraestructura

Perfil de Inversión:Proyecto Socialista Orinoco

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 TOTALAGUA 4 110 133 258 146,76 - - - - - - 653 ELECTRICIDAD - 483 643 1.400 889,35 1.339,67 1.514,67 1.526,86 684,66 342,33 - 8.824 VIALIDAD Y TRANSPORTE 192 1.212 1.758 3.984 1.971,39 1.303,95 1.317,30 - - - - 11.738 HÁBITAT Y VIVIENDA 3 119 338 412 348,84 232,47 44,51 - - - - 1.497 SALUD 1 12 31 41 29,93 9,45 - - - - - 126 EDUCACIÓN 0 3 4 3 - - - - - - - 11 INDUSTRIAL Y PRODUCTIVO - 17 74 77 63,09 62,42 61,99 29,53 20,00 9,93 2,24 417 Inversión Anual 201 1.957 2.981 6.175 3.449,36 2.947,96 2.938,47 1.556,38 704,66 352,26 2,24 23.265 Inversión Acumulada 201 2.158 5.139 11.314 14.763 17.711 20.650 22.206 22.911 23.263 23.265

En MM$Programa

201

1.957

2.981

6.175

3.449

2.948 2.938

1.556

705352

2

2.158

5.139

11.314

14.763

17.711

20.650

22.20622.911 23.263 23.265

-

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

MM$

-

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

MM$Inversión Anual

Inversión Acumulada

Inversión requerida para implantación de Proyectos Estructurantes de la Faja Petrolífera se estima en US$ 23.265 MM

PDVSA EN AMÉRICA LATINA

Política en América Latina

ACCESO Y ADMINISTRACIÓN

DE LOS RECURSOS ENERGÉTICOS

INVERSIÓN SOCIAL

SOLVENTARASIMETRÍAS

SEGURIDAD DE SUMINISTRO

AHORRO DE COSTOS

DE TRANSACCIÓN

• Derecho soberano de administración

de los recursos energéticos

• Conservación de los recursos

naturales

• Complementariedad y solidaridad

• Compartida entre los pueblos

PDVSA en América Latina: Filiales y EM

PDVSA: Argentina

Golfo San Jorge

Campos maduros

Estudio Conjunto

PDVSA / PLUSPETROL

Monto Total Estimado del Proyecto: 750,6 MMUSD Y 967,7 MMUSD

Visualización Adquisición de 10.466 kilómetros lineales de data sísmica 2D en el Golfo San Jorge, plataforma submarina argentina, Provincias del Chubut y de Santa Cruz

Monto estimado: 4,5 MMUSD

FPO

Monto estimado : 2.200 MMUSD

CARACTERIZACION

Área (Km²): 477 Saturación de Petróleo: 76%

POES (MMMBN): 17,235 PVT 4

Reservas Oficiales(MMMBN): 1,4 Pozos: 26

Porosidad Efectiva Prom: 29% Rango °API: 9-11

FR 20% Sísmica 2D (km): 902

Núcleo(pies) 607

Conformar una empresa mixta para el desarrollo de los Campos Maduros, con la finalidad de incrementar la producción de crudo y mejorar el factor de recobro; aplicando en lo posible tecnologías de vanguardia y asegurando en todo momento el cumplimiento de las leyes y normas aplicables. Igualmente estrechar lazos entre los países involucrados y asegurar la transferencia de tecnologías.

PDVSA: BoliviaSubandino NorteSubandino Norte

Subandino SurSubandino Sur

Monto de la Inversión:

242,2 MM$ (PDVSA: 96,88 MM$)

Monto Ejecutado PDVSA a Dic 2010: 102,18 MM$

Avance Físico Plan/Real a Dic 2010: 28,7% / 37,0%

Monto Aprobado PDVSA 2011: 11,7 MM$

Fecha Inicio: Feb 2008 / Fecha Finalización: Dic 2013

Ente Ejecutor: Empresa Mixta YPFB Petroandina

Monto de la Inversión: 646,3 MM$ (PDVSA: 258,52 MM$)

Monto Ejecutado PDVSA a Dic 2010: 11,1 MM$

Avance Físico Plan/Real a Dic 2010: 19,0% / 14,0%

Monto Aprobado PDVSA 2011: 109,7 MM$

Fecha Inicio: May 2008 / Fecha Finalización: Dic 2016

Ente Ejecutor: Empresa Mixta YPFB Petroandina

OBJETIVO: Llevar adelante actividades de Exploración y Explotación de gas y petróleo en 7 Bloques del Sub Andino Sur de Bolivia en áreas reservadas a YPFB (Zona Tradicional de explotación). Cuyas Expectativas de reservas se estiman entre 15 y 20 TCF. Estas actividades son desarrolladas a través de la Empresa Mixta YPFB Petroandina SAM, creada en septiembre del año 2007 en la cual PDVSA Bolivia S.A. tienen una participación del accionaria de 40%. Mediante contrato aprobado por el Congreso de Bolivia, entre la Empresa Mixta y el Estado Boliviano, la SAM tiene el derecho de ejecutar actividades de Exploración y Explotación en los bloques:

BLOQUEBLOQUE UNICACIÓNUNICACIÓN AREA (HA)AREA (HA)

Aguarague Norte Chuq.- Scz. 71625

Aguarague Centro Tarija 49125

Aguarague Sur A Tarija 29375

Aguarague Sur B Tarija 14375

Iñau Chuq.- Scz. 100000

Iñiguazú Tarija 64375

Tiacia Chuq.- Tarija 91225

PRESUPUESTO: Inversión (MUS$) Fecha de Inicio Fecha CulminaciónSub Andino Sur 646,1 2006 2015

Prospecto TIMBOY

2008 2009 2010 2011 2012 2013 20152014

0%

100%

25%

50%

AVANCE FÍSICO

2008 2009 2010 2011 2012 2013 20152014

AVANCE FÍNANCIERO MM USD

0,0

650,0

216,6

433,3

Exploración de hidrocarburos en Bolivia

PLAN MINIMO DE EXPLORACION PLAN MINIMO DE EXPLORACION

SUB ANDINO SUR DE BOLIVIASUB ANDINO SUR DE BOLIVIA

1910 Km2 de sísmica 2D total4T08 1T09

2T09 3T09

4T09 1T10

2T10 3T10

4T10 1T11

2T11 3T11

4T11 1T12

2T12 3T12

4T12 1T13

2T13 3T13

4T13 1T14

2T14 3T14

4T14 1T15

2T15 3T15

1S 2S 1S 2S 1S 2S 1S 2S 1S 2S 1S 2S 1S 2S MM$SISMICA (500 KM) 30 30 60,0GEOLOGIA DE SUPERFICIE 0,5 0,5 1,0INTERPRETACION 1,2 1,2 1,2 1,2 4,8PERFORACION 10 15 25 10 20 20 100,0SISMICA (450) 30 30 60,0GEOLOGIA DE SUPERFICIE 0,5 0,5 1,0

IÑIGUAZU INTERPRETACION 1,2 1,2 1,2 1,2 4,8PERFORACION 10 15 25 10 20 20 100,0INTERPRETACION 0,9 4,3 1,2 1,2 7,6PERFORACION 10 10 20 10 10 20 80,0GEOLOGIA DE SUPERFICIE 0,5 0,5SISMICA (200 KM )** 20 20,0

AGUARAGUE INTERPRETACION 1,2 1,2 1,2 3,6PERFORACION 10 10 20 40,0GEOLOGIA DE SUPERFICIE 0,5 0,5SISMICA (240 KM)** 30 30,0INTERPRETACION 1,2 1,2 1,2 3,6PERFORACION 10 10 20 40,0GEOLOGIA DE SUPERFICIE 0,5 0,5SISMICA (240 KM)** 23 23,0INTERPRETACION 1,2 1,2 2,4PERFORACION 10 10 20 40,0GEOLOGIA DE SUPERFICIE 0,2 0,2 0,4SISMICA (280 KM)** 20 20,0INTERPRETACION 1,2 1,2 2,4

TOTAL PLAN MM$ 646,1TOTAL SEMESTRAL MM$ 0,9 4,3 11,0 71,5 102,4 15,3 61,7 84,4 63,8 73,6 52,4 71,2 13,6 20,0 646,1TOTAL ANUAL MM$ 646,133,6117,7 146,1 137,4 123,6

TIACIA *

AGUARAGUE CENTRO

5,2 82,5

SUR B

AGUARAGUE NORTE *

IÑAU

AGUARAGUE SUR A

AÑO 1 AÑO 2 AÑO 3 AÑO 4 AÑO 5 AÑO 6 AÑO 7

EXPLORACIÓN DE HIDROCARBUROS SUB ANDINO NORTE DE BOLIVIA:EXPLORACIÓN DE HIDROCARBUROS SUB ANDINO NORTE DE BOLIVIA:OBJETIVO:• Llevar adelante actividades de Exploración y Explotación de gas y petróleo en 5 Bloques del Sub Andino Norte de Bolivia en áreas reservadas a YPFB (Zona No Tradicional de explotación) Cuyas Expectativas de reservas se estiman entre 7 y 8 TCF . Estas actividades son desarrolladas a través de la Empresa Mixta YPFB Petroandina SAM, creada en septiembre del año 2007 en la cual PDVSA Bolivia S.A. tienen una participación del accionaria de 40%. Mediante contrato aprobado por el Congreso de Bolivia, entre la Empresa Mixta y el Estado Boliviano, la SAM tiene el derecho de ejecutar actividades de Exploración y Explotación en los bloques:10

PRESUPUESTO: Inversión (MUS$) Fecha de Inicio Fecha de CulminaciónSub Andino Norte 242,2 2006 2013

BLOQUEBLOQUE UBICACIÓNUBICACIÓN AREA AREA (HA)(HA)

Secure Cbba. - Beni 723502.2

Madidi La Paz 690000.0

Chispani Cbba. – La Paz

755209.6

Lliquimuni La Paz 675000.0

Chepite La Paz 387500.0

Actividades Levantamiento Sísmico Bloque Lliquimuni

2008 2009 2010 2011 2012 2013

0%

100%

25%

50%

AVANCE FÍSICO AVANCE FÍNANCIERO MM USD

0,0

250,0

83,3

166,6

2008 2009 2010 2011 2012 2013

PLAN MINIMO DE EXPLORACION PLAN MINIMO DE EXPLORACION SUB ANDINO NORTE DE BOLIVIASUB ANDINO NORTE DE BOLIVIA

2800 Km de sísmica 2D total4T08 1T09

2T09 3T09

4T09 1T10

2T10 3T10

4T10 1T11

2T11 3T11

4T11 1T12

2T12 3T12

4T12 1T13

2T13 3T13

1S 2S 1S 2S 1S 2S 1S 2S 1S 2S MM$GEOLOGIA DE SUPERFICIE 1,5 0,5 2,0

AEROGRAVIMETRIA 0,3 0,1 0,4MAGNETOTELURICO 1 0,5 1,5ESTUDIO GEOLOGICO 0,2 0,2 0,2 0,6SISMICA 2D (ADQ.-PROCES.-INTER) 5,598 70,91 9,33 7,464 93,3POZO EXPLORATORIO 15 30 45,0

5,598 70,91 9,33 7,664 0,2 15,2 30GEOLOGIA DE SUPERFICIE 0,8 0,4 1,2AEROGRAVIMETRIA 0,4 0,1 0,5MAGNETOTELURICO 0,8 0,2 1,0ESTUDIO GEOLOGICO 0,133 0,133 0,133 0,4SISMICA 2D (ADQ.-PROCES.-INTER) 5 5 5 15,0POZO EXPLORATORIO 15 15 30,0

0 0 0,4 1,7 0,733 0,133 5,133 5 20 15GEOLOGIA DE SUPERFICIE 0,8 0,8AEROGRAVIMETRIA 0,4 0,4MAGNETOTELURICO 1 1,0ESTUDIO GEOLOGICO 0,133 0,133 0,133 0,4

0,4 0,8 1,133 0,133 0,133INTERPRETACIÓN SISMICA 0,2 0,2GEOLOGIA DE SUPERFICIE 0,6 0,2 0,8AEROGRAVIMETRIA 0,4 0,1 0,5MAGNETOTELURICO 0,25 0,25 0,5ESTUDIO GEOLOGICO 0,2 0,2 0,4

0 0 0,4 0,2 0 0,25 0,45 0,2GEOLOGIA DE SUPERFICIE 0,8 0,2 1,0AEROGRAVIMETRIA 0,1 0,1 0,2MAGNETOTELURICO 0,8 0,2 1,0ESTUDIO GEOLOGICO 0,133 0,133 0,133 0,4SISMICA 2D (ADQ.-PROCES.-INTER) 5 5 5 15,0POZO EXPLORATORIO 15 13,8 28,8

0 0,1 1,7 0,533 0,133 5,133 5 20 13,8TOTAL PLAN MM$ 242,3

PLAN MINIMO DE EXPLORACION SUB-ANDINO NORTE

AÑO 1 AÑO 2 AÑO 3 AÑO 4 AÑO 5

LLIQUIMUNI *

MADIDI*

CHEPITE***

SECURE**

CHISPANI*

800 Km

800 Km

1200 Km

PDVSA: Brasil

Campos madurosAcuerdo PDVSA y ODEBRECHT para realizar un estudio conjunto de los Campos Mara Oeste, Mara Este, La Paz y Sibucara, ubicados en el estado Zulia.

Reservas Recuperables

(MMBN)

Reservas Probadas (MMBN)

Reservas Probables (MMBN)

Posibles (MMBN)

927,676 808,055 115,52 4,10

PDVSA

60%

VENEZUELA-US

18%

PETRORITUPANO

PETROBRAS

22%

PDVSA: Ecuador

Golfo de Guayaquil

Isla Puna. Monto de la Inversión: >40 MMUS$

Nuevas inversiones.

Monto Aprobado PDVSA 2011: 10,0 MM$

Fecha Inicio: Por definir

Ente Ejecutor: PDVSA Ecuador

Campo Sacha

Fase Actual del Proyecto: Operando

Monto Total del Proyecto: 641 MMUS$

Monto Aprobado 2011: 77 MMUS$

Participación PDVSA / Socio (%): 30 / 70

Socio: Petroecuador

Fecha Inicio / Fin Proyecto: 09-2009/02-2020

Ente Ejecutor: Operaciones Río Napo CEM

PDVSA: Uruguay

CARACTERIZACION

Área (Km²): 477 Saturación de Petróleo: 76%

POES (MMMBN): 17,235 PVT 4

Reservas Oficiales(MMMBN): 1,4 Pozos: 26

Porosidad Efectiva Prom: 29% Rango °API: 9-11

FR 20% Sísmica 2D (km): 902

Núcleo(pies) 607

AREA:Campo Oveja: 136,314 Km²Campo Yopales Central: 121,103 Km²

PDVSA en América Latina: proyectos

POLÍTICA PETROLERA VENEZOLANAEXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN