Source: https://www.slideshare.net/energia/plan-siembra-petrolera-20062012-pdvsa
Timestamp: 2017-11-23 23:06:58
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Matched Legal Cases: ['Artículo 236', 'Artículo 299', 'Artículo 302', 'Artículo 303', 'Artículo 1', 'Artículo 2', 'Artículo 17', 'Artículo 18', 'Artículo 8', 'Artículo 6']

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1. Marzo 2006
2. ContenidoMarco Legal y DireccionalPDVSA: Proceso Planificación EstratégicaMercado Energético InternacionalVenezuela y su Rol en el Mercado EnergéticoEstrategia Energética del Estado Venezolano en elContextoGeopolítico Nacional e InternacionalEjes Fundamentales del Plan Siembra Petrolera 2006 -2012
3. Marco Legal y DireccionalConstitución de la República Bolivariana de Venezuela, 1999Decreto - Ley Orgánica de Planificación, 2001Ley Orgánica de Hidrocarburos, 2001Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos, 1999Líneas Generales del Plan de Desarrollo Económico y Social 2001-2007Lineamientos Estratégicos del Ministerio de Energía y PetróleoLineamientos Estratégicos PDVSAEstrategia Corporativa
4. Constitución de la República Bolivariana de Venezuela, 1999Titulo V, de la Organización del Poder Público Nacional, Capítulo II,Del Poder Ejecutivo nacional, Sección Segunda: de las Atribucionesdel Presidente o Presidenta de la RepúblicaArtículo 236. Son atribuciones y obligaciones del Presidente oPresidenta de la República:Numeral 18: Formular el Plan Nacional de Desarrollo y dirigir suejecución previa aprobación de la Asamblea Nacional.
5. Constitución de la República Bolivariana de Venezuela, 1999Título VI, del Sistema Socio Económico, Capítulo I, del Régimen SocioEconómico y de La Función del Estado en la EconomíaArtículo 299. El régimen socioeconómico de la República Bolivariana deVenezuela se fundamenta en los principios de justicia social,democracia, eficiencia, libre competencia, protección del ambiente,productividad y solidaridad, a los fines de asegurar el desarrollohumano integral y una existencia digna y provechosa para lacolectividad. El Estado conjuntamente con la iniciativa privadapromoverá el desarrollo armónico de la economía nacional con el fin degenerar fuentes de trabajo, alto valor agregado nacional, elevar el nivelde vida de la población y fortalecer la soberanía económica del país,garantizando la seguridad jurídica, solidez, dinamismo, sustentabilidad,permanencia y equidad del crecimiento de la economía, para lograr unajusta distribución de la riqueza mediante una planificación estratégicademocrática participativa y de consulta abierta.
6. Constitución de la República Bolivariana de Venezuela, 1999Título VI, del Sistema Socio Económico, Capítulo I, del RégimenSocio Económico y de La Función del Estado en la EconomíaArtículo 302. El Estado se reserva, mediante la ley orgánicarespectiva, y por razones de conveniencia nacional, la actividadpetrolera y otras industrias, explotaciones, servicios y bienes deinterés público y de carácter estratégico. El Estado promoverá lamanufactura nacional de materias primas provenientes de laexplotación de los recursos naturales no renovables, con el fin deasimilar, crear e innovar tecnologías, generar empleo y crecimientoeconómico, y crear riqueza y bienestar para el pueblo.
7. Constitución de la República Bolivariana de Venezuela, 1999Título VI, del Sistema Socio Económico, Capítulo I, del RégimenSocio Económico y de La Función del Estado en la EconomíaArtículo 303. Por razones de soberanía económica, política y deestrategia nacional, el Estado conservará la totalidad de lasacciones de Petróleos de Venezuela, S.A., o del ente creado parael manejo de la industria petrolera, exceptuando las de las filiales,asociaciones estratégicas, empresas y cualquier otra que se hayaconstituido o se constituya como consecuencia del desarrollo denegocios de Petróleos de Venezuela, S.A. FIN
8. Decreto - Ley Orgánica de Planificación, 2001Titulo I, Disposiciones FundamentalesObjeto y FinalidadArtículo 1°. El presente Decreto Ley tiene por objeto establecer lasbases y lineamientos para la construcción, la viabilidad, elperfeccionamiento y la organización de la planificación en losdiferentes niveles territoriales de gobierno, así como el fortalecimientode los mecanismos de consulta y participación democrática en lamisma.DefiniciónArtículo 2°. Se entiende por planificación, la tecnología permanente,ininterrumpida y reiterada del Estado y la sociedad, destinada a lograrsu cambio estructural de conformidad con la Constitución de laRepública.
9. Decreto - Ley Orgánica de Planificación, 2001Titulo III, Las Instancias de Coordinacion y Formulacion en laPlanificacion, Capítulo I, Las Instancias Nacionales, Presidente de laRepúblicaArtículo 17. Es de la competencia del Presidente de la Repúblicaformular el Plan Nacional de Desarrollo y dirigir su ejecución,previa aprobación de la Asamblea Nacional. Ministerio dePlanificación y Desarrollo
10. Decreto - Ley Orgánica de Planificación, 2001Titulo III, Las Instancias De Coordinacion y Formulacion en laPlanificacion, Capítulo I, Las Instancias Nacionales, Ministerio dePlanificación y DesarrolloArtículo 18. Es de la competencia del Ministerio de Planificación y Desarrollo:1. Regular, formular y hacer seguimiento de las políticas de planificación.2. Formular las estrategias de desarrollo económico y social de la Nación ypreparar las proyecciones y alternativas.3. Elaborar, coordinar y hacer seguimiento del Plan Nacional de Desarrollo, delPlan Operativo Anual Nacional, del Plan de Inversiones Públicas, del PlanNacional de Desarrollo Institucional y del Plan Nacional de Desarrollo Regional.4. Proponer los lineamientos de la planificación del Estado y de la planificaciónfísica y espacial en escala nacional.5. Coordinar, orientar, capacitar, compatibilizar, evaluar, hacer seguimiento ycontrolar los diversos planes sectoriales, estadales y municipales, así como lasactividades de desarrollo regional.6. Las demás que le atribuya la ley. FIN
11. Ley Orgánica de Hidrocarburos, 2001Sección IIDe la CompetenciaArtículo 8.- Corresponde al Ministerio de Energía y Minas la formulación, regulación yseguimiento de las políticas y la planificación, realización y fiscalización de las actividadesen materia de hidrocarburos, lo cual comprende lo relativo al desarrollo, conservación,aprovechamiento y control de dichos recursos; así como al estudio de mercados, al análisis yfijación de precios de los hidrocarburos y de sus productos. En tal sentido, el Ministerio deEnergía y Minas es el órgano nacional competente en todo lo relacionado con la administraciónde los hidrocarburos y en consecuencia tiene la facultad de inspeccionar los trabajos yactividades inherentes a los mismos, así como las de fiscalizar las operaciones que causen losimpuestos, tasas o contribuciones establecidos en este Decreto Ley y revisar las contabilidadesrespectivas.El Ministerio de Energía y Minas realizará la función de planificación a que se refiere esteartículo, en concordancia con el Plan Nacional de Desarrollo. A los fines del cumplimientode estas funciones, el Ejecutivo Nacional proveerá los recursos necesarios conforme a lasnormas legales pertinentes.Los funcionarios y particulares prestarán a los empleados nacionales que realicen las anterioresfunciones, las más amplias facilidades para el cabal desempeño de las mismas. FIN
12. Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos, 1999Capitulo IIDisposiciones GeneralesArtículo 6.- El Ejecutivo Nacional, por órgano del Ministeriode Energía y Minas, ejercerá la competencia nacional enmateria de los hidrocarburos a los cuales se refiere esta Leyy en consecuencia, podrá planificar, vigilar, inspeccionar yfiscalizar a todos los fines previstos en las leyes, lasactividades relacionadas con los mismos. FIN
13. Líneas generales del Plan de Desarrollo Económico y Social de la Nación 2001-2007 Objetivos Estrategias Desarrollar la Diversificació n1. economía productiva. productiva.Econó mico Incorporació n Alcanzar la equidad2. Social progresiva. social. (Inclusió n) Participació n Construir la3. protagó nica democraciaPolítico corresponsable. bolivariana. Ocupar y consolidar Descentralizació n4. el territorio. desconcentrada.Territorial Fortalecer la Pluralizació n5. soberanía nacional y multipolar.Internacional promover un mundo multipolar. FIN
14. Lineamientos Estratégicos del Ministerio de Energía y Petróleo Alinear PDN con Plan de Alinear PDN con Plan de 1 Ejercer Desarrollo Nacional Desarrollo Nacional soberanía sobre hidrocarburos Cumplir con Marco Legal y Cumplir con Marco Legal y 2 Fiscal Fiscal Defender Precios y Recursos Defender Precios y Recursos 3 (OPEP) (OPEP) Plan Nacional Impulsar Desarrollo Impulsar Desarrollo 4 de Endógeno Nacional Endógeno Nacional Fortalecer yDesarrollo controlar a 5 Desarrollar Capital Nacional Desarrollar Capital Nacional PDVSA Mejorar Base y Composición Mejorar Base y Composición 6 Contribución al de Recursos de Recursos fisco 7 Mejorar Cesta Venezuela Mejorar Cesta Venezuela Fomentar el Reorientar Estrategia Reorientar Estrategia desarrollo 8 Internacional Internacional nacional Instrumento 9 Industrialización de Industrialización de para el Hidrocarburos Hidrocarburos desarrollo 10 Maximizar uso de Recursos Maximizar uso de Recursos FIN
15. Lineamientos Estratégicos PDVSAUtilizar el conocimiento de planificación a largo plazo generado en la OPEP parasoportar nuestra planificación a ese mismo nivel alineada a la estrategia geopolíticainternacional.Mejorar la composición de la base de recursos incorporando nuevas reservas porexploración, estudios integrados y análisis de certificaciónAsegurar suministros para el crecimiento de la demanda de petróleo en la Cuenca delAtlántico y otros mercados del Caribe y SuraméricaDesarrollar integralmente la Faja del Orinoco alineado con el desarrollo de gas noasociado, ambos con posibilidades de exportaciones a mercados no tradicionales enel contexto geopolítico internacional.Soportar los crecimientos en el consumo de energía eléctrica con desarrollos propiospara proteger esta energía primaria a nivel nacional.Implantar un plan social sustentable de gran impacto nacional alineado a los planesSociales del Estado VenezolanoPosicionar a PDVSA como empresa líder en seguridad, higiene y ambiente a nivelmundial FIN
16. Estrategia Corporativa Maximizar el valor de los recursos naturales de Petróleo y Gas Valoración de los Exploración Gas Aguas Abajo crudos Pesados L/M• Concentrar el y Extrapesados • Optimizar negocios • Desarrollar Esfuerzo Propio en • Incrementar la agresivamente con Nacionales e Internac.- áreas cercanas a creación de valor – Esfuerzo Propio y Balancear Disposición desarrollos actuales Cero Residual participación de P/XP-Máximo valor- • Asegurar los Terceros. Especial Satisfacer Mercado Local• Desarrollar Nuevas énfasis en Areas incluyendo desarrollos futuros • Participar en concordancia Occidente costa afuera estratégicamente en apalancados con con el marco legal • Cubrir demanda mercados Internacionales Terceros existente interna • Mejorar • Participar composición de estratégicamente en exportación P-XP mercados Internac. Como una empresa propiedad del estado y con responsabilidad social Alineada con el Plan Nacional de Desarrollo Formación de Capital Nacional, Seguridad, Ambiente e Higiene FIN
17. PDVSA: Proceso Planificación Estratégica Marco Legal, Análisis Establecimiento Políticas y Estratégico Direccionalidad Lineamientos Plan Nacional de Desarrollo Planes Estratégicos: Verificación Alineación al Valores Misión • Emisión Guías Visión • Formulación PlanesControl y Seguimiento Elaboración - Optimización:de Planes Estratégicos • Portafolio de Inversiones • Planes Estratégicos Implementación Planes Estratégicos: de Planes Aprobación y Divulgación Gerenciar Planes Estratégicos: Recursos Humanos Tecnología Procesos Ambiente Sociedad
18. En Resumen• La Formulación, Divulgación e Implementación del Plan Estratégico es un ejercicio de Soberanía.• En el Plan se exponen las líneas maestras de la política energética venezolana, diseñadas con base a las directrices del marco jurídico de nuestro país y de acuerdo a los intereses nacionales, que son los de la mayoría, los del pueblo venezolano.
19. Mercado Energético Internacional
20. Descripción Escenarios Internacionales OPEP 2006-2012 Status Quo (SQ) Preponderancia de la Demanda - PDD Dynamics – as – Usual Protracted Market Tightness• Crecimiento económico: 3,6% • Crecimiento económico: 4,1%• Mantenimiento de la dinámica actual • Mejoramiento clima conflictividad de conflictividad geopolítica y de internacional tendencias ambientales • Solución proactiva a los cambios climáticos Preponderancia de la Oferta - PDO Prolonged Soft Market • Crecimiento económico: 3,1% • Elevada conflictividad geopolítica • Firma generalizada del protocolo de Kyoto
21. Escenarios Petroleros Internacionales OPEP 2006-2012 Comportamiento Demanda MundiaMMb/d 100 Crecimiento sostenido de la Crecimiento % demanda bajo cualquier escenario 2005 - 2012 95 94,1 1,8 92,6 1,5 91,1 1,3 90 85 83.3 80Fuente: OPEP 2005 2010 2012 Esc. PDO Esc. PDD Esc. SQ PDO= Preponderancia de la Oferta SQ= Status Quo PDD= Preponderancia de la Demanda
22. OPEP Escenarios de Precios para el WTI - $/Bbl $/Bbl Fin de la era del PREPONDERANCIA DE LA DEMANDA 80 Petróleo Barato STATUS QUO (2005) 70 60 50 STATUS QUO (2003) 40 30 PREPONDERANCIA 20 DE LA OFERTA Crisis Económica Mundial 10 0 90 94 96 98 00 02 06 80 82 84 86 88 92 04 08 10 12 19 19 19 20 19 19 19 19 19 19 19 20 20 20 20 20 20Fuente: OPEP
23. Geopolítica Mercado Petrolero Internacional Rusia Reducción de los crecimiento de producción Cuellos de botella en transporte de crudo EE.UU. China Incertidumbre en Europa sostenibilidad de Prioridad seguridad Terrorismo alta demanda Incremento reservas Constitución estratégicas AgotamientoCuello botella refinación reservas Mar del Huracanes Norte Se crean señales Arabia Saudita Conflictos Irán de interrupción en sociales internos Amenazas el suministro Terrorismo represalias de EE.UU. crudo y productos Nigeria Irak por desarrollo Conflictos étnicos Ocupación nuclear huelgas petroleras Violencia permanente
24. Demanda Mundial de Crudo (MMBD) 30 Se espera Fuerte Demanda en Asia 4,3 2,4 25 0,9 20 Crecimiento Total de Demanda: 10,6 MMBD 15 10 0,9 1,0 0,7 5 0,4 0 EE.UU. Asia Europa Latinoamérica África Ex-URSS Medio Oriente y Canadá 2003 2010Fuente: Purvin and Gertz, 2004
25. Cambios en la Producción OPEP y No OPEP desde Agosto 200432 Incremento en la Producción OPEP 1.6 0,4 Adicional al 1.2 Mercado1 Incremento en la Demanda Mundial0 (0,6) Reducción No -0.6 OPEP Producción No-OPEP (0,2) Reducción-1 Neta Jun-04 Ago-04 Oct-04 Dic-04 Feb-05 Abr-05 Jun-05 Disminución Progresiva del Aporte No OPEP
26. Comportamiento Suministro no OPEP vs Demanda 120.000 Creciente 120.000 diferenciales entre la 100.000 oferta no - OPEP y la 100.000 demanda mundial 80.000 80.000 (MBD) 60.000 60.000 40.000 40.000 No OPEP Crudos No-OPEP NGL 20.000 20.000 No-OPEP arenas Petróleo 1.1% Crec. 1.8% Crec. 2.4% Crec. 0 0 87 19 3 19 7 03 07 11 20 7 19 5 89 91 95 99 01 20 5 20 9 13 15 19 8 9 9 0 0 1 19 19 20 20 20 19 19 19 20 20 20 20Fuente: OPEP
27. OPEP: Capacidad Ociosa MMBD $/Bbl 16 Capacidad Ociosa 50 Cesta OPEP 14 45 40 12 35 10 30 8 25 20 6 15 4 10 2 5 0 0 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 Baja Capacidad de Maniobra de los Países OPEP• Estimado Junio 2005 Fuente: OPEP y Fuentes Secundarias
28. Problemática de la Industria de Refinación Dramática reducción en la Incremento de la tasa de capacidad de refinación mundial utilización de la capacidad en los últimos cuatro años refinación en los principales mb/d mercados % 8 100 7 4 Millones 95 6 5 90 4 3 85 2 80 1 0 75 Ene- Jul- Ene- Jul- Ene- Jul- Ene- Ene- Jul- Ene- Jul- Ene- Jul- Ene- 02 02 03 03 04 04 05 02 02 03 03 04 04 05 UE15 y Noruega EE.UU. Asia* UE15 y Noruega EE.UU. Asia**Asia = Japón, Sur Corea, China, India y Singapur, para algunos países de Asia los meses de Abril y Mayo son estimados
29. Cuenca Atlántica Utilización de Refinerías 55.000 100 52.500 Capacidad de Refinación 98 50.000 % Utilizació n Demanda de Productos 96 47.500MBD 45.000 94 Porcentaje de Utilización 42.500 92 40.000 90 37.500 35.000 88 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Cuenca Atlántica incluye: EEUU excl Padd V, Canadá, Europa, Latinoamérica, África y países ex Unión Soviética Cuello de botella en la capacidad de refinación baseFuente: Purvin & Gertz, May 2002 Atlántica
30. Capacidad de Refinación 2003 - 2010 (MMBD) Demanda Incremental de Gasolina y Destilados 6.8 MMBPD 2,1 Máxima Capacidad Posible (equiv. Craqueo) 0.6 MMBPD Expansiones Anunciadas (equiv. Craqueo) 1.6 MMBPD 2,7 Déficit de Capacidad 4.6 MMBPD 1,4 Déficit Total de Capacidad: Demanda Global 1,9 4.6 MMBPD 6,8 MMBD 0,3 0,1 0,3 0,2 0,1 0,2 0,3 0,6 0,5 0,1 0,1 0,4 0,5 0,5 0,2 0,2 0,3 0,2 0,2 0,2 EE.UU. Asia Europa Latinoamérica África Ex-URSS Medio Oriente y Canadá excluye ex-URSSFuente: Purvin & Gertz, mayo 2004
31. Faja Petrolífera del Orinoco: Precio de Exportación Crudo Sintético($/Bbl )605040302010 0 Ene-05 Feb-05 Mar-05 Abr-05 May-05 Jun-05 Jul-05 Ago-05 En 8 Meses se Incrementó en 20 $/B
32. En Resumen• Factores geopolíticos y especulativos gravitan en la exacerbación del precio del petróleo• Crisis en el desarrollo de nuevas reservas No – OPEP• Crisis en la capacidad de refinación• Progresivamente el crudo pesado y extrapesado se hace mas comercial y mejor rendimiento de su mejoramiento y refinación Países OPEP únicos con capacidad de suministro suficiente para resolver el cuello de botella de la oferta a fin de contribuir a estabilizar los precios
33. Venezuela y su Rol en el Mercado Energético
34. Reservas Probadas de PetróleoMMMBls ARABIA SAUDITA 261 IRAQ 113 KUWAIT 94 Al incluir la Faja del Orinoco, ABU DHABI 92 IRAN 90 Venezuela poseerá la mayor QATAR 4 676 acumulación de Hidrocarburos Líquidos a nivel Mundial 313 Faja del Orinoco 236 (A ser Cuantificadas) 75 71 49 44 19 77 MEDIO VENEZUELA AFRICA AMERICA RUSIA ASIA EUROPA ORIENTE Sin VZLA / Canadá
35. Reservas Probadas de Gas MEDIO 1749 ORIENTE RUSIA 1700 IRÁN 812 QATAR 300 AFRICA 394 ARABIA SAUDITA 204BPC EAU 196 ASIA 363 IRAK 110 KUWAIT 52 AMÉRICA (Sin 338 VENEZUELA) OTROS 302 EUROPA 157VENEZUELA 150(*) (*) 136 BPC ( 91% DE GAS ASOCIADO)
36. En Resumen• Venezuela único país con reservas significativas de crudo en el hemisferio occidental• Venezuela Primer país en el mundo con cantidad de reservas de crudo (una vez certificadas las correspondientes en la Faja del Orinoco) Venezuela País Clave para Resolver la Crisis Energética
37. Estrategia Energética del Estado Venezolano en el Contexto Geopolítico Nacional e Internacional
38. PDVSA en el marco de la Integración Energética Visión Bolivariana Esquema Impulso del Hegemónico Unipolar Nuevo Sistema Pluripolar Internacional La Energía comoInstrumento e Integración Ideal Bolivariano de Multisectorial Integración para Corregir las Asimetrías La Complementación y la Solidaridad Compartida entre los Pueblos
39. Estrategia Internacional de la Nueva PDVSA Mercados Tradicionales Rusia España EE.UU. China Irán Cuba India Jamaica PETROCARIBE Diversificación de Mercados ColombiaPETROANDINA Ecuador Brasil PETROSUR Bolivia Uruguay Argentina Apuntalamiento de la OPEPIntegración Energética Regional
40. Estrategia Internacional de la Nueva PDVSA Caso: Integración Latinoamericana Acuerdo de San José Acuerdo Energético de PETROAMERICA Caracas PETROCARIBEIntegración Energética a través de:• Distribución de productos• Remodelación de refinerías existentes• Construcción de nuevas refinerías PETROANDINA Comunidad de Naciones Andinas PETROSUR MERCOSUR
41. PDVSA Integrada al Plan País:Desarrollo Sociola Geopolítica InternacionalEstrategia para Económico Proyecto País Nuevo Mapa Nuevo Mapa Estratégico Nación “Diversificación Estratégico Nación Productiva” Plan Nacional de Desarrollo Acelerar la Construcción del Políticas Públicas Nuevo Modelo Productivo,Financiamiento Rumbo a la Creación del Nuevo Sistema Económico Toma de DecisionesIncentivos FiscalesRegulación seleccionada Estrategia del Mercado Plan de AcciónServicios Públicos Proyectos mandatoriosInfraestructura Desarrollo EndógenoPromoción de Inversiones Lineamientos MINISTERIO DE ENERGIA Y PETROLEO Alinear estrategia y los Planes de Inversión de los Hidrocarburos con el Base de Plan de Desarrollo Económico y Social de la Nación Recursos PDVSA: Estrategia Empresarial PDVSA: Estrategia Empresarial Petróleo como factor de integración regional e impulso para alcanzar Petróleo como factor de democratización de capital al nuevo sistema internacional multipolar la equidad social
42. Ejes Fundamentales delPlan Siembra Petrolera 2006 - 2012
43. Ejes Fundamentales del Plan Siembra Petrolera 2006 - 2012 M A R C A 3 - Eje Delta Caribe R I B E N (Delta Caribe Occidental - Delta Caribe Oriental) ISLA DE AVES Los Monjes 7 - Eje Comercialización GOLFO DE VENEZUELA de Crudos y Productos6 - Eje Desarrollo FACHADA CARIBE FALCÓN NEde Infraestructura Occidente FACHADA ATLANTICA Oriente PLATAFORMA DELTANA4 - Eje Crecimiento de Producción Áreas Centro Sur Tradicionales 5 - Eje Proyectos 2 - Eje Proyecto 1 - Eje Magna Reserva Mayores de Refinación Orinoco FPO
44. Plan 2006 - 2012 Desembolsos (MM$) Total: 123.959 55.928 39.781 19.807 8.443Inversiones: 75.735 Gastos: 48.224 PDVSA Terceros
45. Desembolsos PDVSA - MM$ Total: 95.709 Inversiones Gastos 55.928 39.781 609 8.396 1.557 583 3.562 2.194 925 3.010 109 680 6.932 552 6.146 4637 2.44416.699 1089 595 93 16.953 2.891 161 14.277 615 Esfuerzo Propio PDVSA Gas Esfuerzo Propio PDVSA Gas Asociaciones Faja Empresas Mixtas Asociaciones Faja Nuevos Negocios Faja Nuevos Negocios Faja Convenios a Riesgo Empresas Mixtas Convenios a Riesgo Costa Afuera Exploración Costa Afuera Exploración Refinación Distribución Venezuela Refinación Distribución Venezuela Deltaven PDV Marina Deltaven PDV Marina 45
46. Inversiones PDVSA - MM$ Total: 55.928 Negocios Aguas Arriba Negocios Aguas Abajo 40.782 15.146 3.562 609 1.557 14.277 8.39616.699 615 583 161 93 6.932 2.444 Esfuerzo Propio PDVSA Gas Refinación Distribución Venezuela Asociaciones Faja Empresas Mixtas Nuevos Negocios Faja Convenios a Riesgo Deltaven PDV Marina Costa Afuera Exploración 46
47. Gastos PDVSA - MM$ Total: 39.781 Negocios Aguas Arriba Negocios Aguas Abajo 29.060 10.721 4.637 6.14616.953 1.089 2.194 925 109 3.010 2.891 595 552 680 Esfuerzo Propio PDVSA Gas Refinación Distribución Venezuela Asociaciones Faja Nuevos Negocios Faja Empresas Mixtas Convenios a Riesgo Costa Afuera Exploración Deltaven PDV Marina 47
48. Terceros - MM$ Total: 28.250 Inversiones Gastos 19.807 8.443 1.496 1.083 889 2.8928.067 5.703 3.459 519 1.882 1.575 685 Asociaciones Faja Nuevos Negocios Faja Asociaciones Faja Nuevos Negocios Faja Empresas Mixtas Convenios a Riesgo Empresas Mixtas Convenios a Riesgo Costa Afuera Refinación Costa Afuera 48
49. Plan de Negocios 2005 - 2012MBD Producción Promedio de Crudo6000 5837 6155000 121 6224000 3321 3513 460 6 71 40193000 614 622 516 5322000 2185 22881000 0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Gestión Directa Empresas Mixtas Convenios de Asociación Ganancias Compartidas Empresas Mixtas Adicional Nuevos Proyectos Faja
50. Producción Promedio por Tipo de Crudo (MBD) Gestión Directa OCCIDENTE 2339 M A R C A R I B E ORIENTE N 1596 1123 ISLA DE 1146951 663 AVES 269423 877 1216 933528 Los Monjes GOLFO DE VENEZUELA FACHADA CARIBE FALCÓN NE Occidente FACHADA ATLANTICA Oriente PLATAFORMA DELTANA CENTRO SUR Centro Sur TOTAL 4019 2185 178688 84 692 2233 1493 CLM PXP FIN
51. Visión de Infraestructura Recolección, Almacenamiento y Embarque de Crudo Terminal Cabotaje en Visualización Paraguaná CRP 940 MBD Terminal Bajo Grande Puerto Cabotaje en Miranda VisualizaciónPalmarejo Terminal Güiria de Mara Terminal 400 MBD Terminal Terminal Jose PLC Gúiria La Salina Oleoducto en El Palito (2 Nuevos Visualización Puestos) Bajo Ulé Boscan Grande El Palito Jose PLC Terminal 15 MBD Caripito 130 MBD 200 MBD Caripito Punta 50MBDde Palmas Bachaquero Oleoducto en Oleoducto en Visualización Visualización PTA San PTT Roque PTJ 5 MBD Barinas EPT1 50 MBD PTO EPM1 PTS Terminal Cabruta Punta 400 MBD Cuchillo La Victoria Guafita • Occidente: Almacenamiento 2.7 MMBls Almacenamiento Actual Nuevo Almacenamiento (14 Tanques) Terminales Infraestructura a Desincorporar • Oriente: Almacenamiento 6.6 MMBls Refinería Existente Refinería Nueva (21 Tanques), 3 Puestos de Embarque, Líneas de Recolección Nuevas Líneas de Recolección 650 Kms. de Oleoductos Líneas de Recolección en visualización
52. Visión de Infraestructura de Almacenamiento y Transporte de Productos CRP AMUAY Curaçao 13,5 MBD Sistema CARDÓN Tacagua 42 MBD 103 MBD 15 MBD CATIA EL 6 MBD LA MAR AZCentros de 222 Km GUAMACHEAlmacenamiento F 24” ø EL SU 113 MBD 152 Km PALITO CANTINAS 12” ø CARIPITO 17 Km 55 MBD BAJO BARQUISIMETO 10” ø 120 Km 47 Km PTO LA CRUZ GRANDE 434 MB 24 MBD Sistema 120 Km 12” ø +145 MB 16” ø YAGUA 761 MB 73 Km CARENERO SAN Sistema SISOR 12” ø LORENZO 125 MBD +165 MB GUATIRE 16” ø + 65 MB SISCO 60 MBD Sistema Sistema 160 Km 158 Km MATURÍN SUMANDES 165 Km Carenero-Guatire 16” ø 8” ø 165 Km 60 MBD 24 MBD 65 MBD 12” ø 12” ø +48 MBD 200 Km 12” ø EL VIGÍA SAN TOMÉ 36 MBD +145 MB BARINAS PTO ORDAZ 70 Km LA CABRUTA CIUDAD 8” ø FRIA BOLIVAR 15 MBD 1 MBD Planta de Distribución Existente Planta de Distribución FS PTO AYACUCHO Planta de Distribución Nueva Terminales Marítimos/Fluviales Poliducto Existente Poliducto Nuevo Transporte Marítimo/Fluvial Proyectos en visualización
53. Visión de Infraestructura de Procesamiento, Fraccionamiento, Transporte y Distribución de LGN’s (incluye GLP) Planta Distribución Cardón Planta Distribución Carenero Planta Distribución Guamache Planta Distribución El Tablazo Planta Distribución Guiria Planta Distribución Ref. PLC LGN I/ II Guatire El Palito Caripito Bajo Grande Ulé Jusepín Nueva Jusepín CCO Criogénic TJs II/ III o Jose GLP 5 Pirital Lama Proceso Nuevo Tren Sta. Bárbara Lamar Líquido Fracc. Jose Accro III Barinas San Joaquín Acrro IV Nueva San JoaquínRSJPlantas Procesamiento Existente CabrutaPlantas Procesamiento NuevasPlanta Fraccionamiento ExistentePlanta Fraccionamiento NuevaPlanta Distribución GLP ExistentePlanta Distribución GLP NuevaInfraestructura a DesincorporarPoliducto ExistentePoliducto NuevoTransporte vía CabotajeT&D vía Terrestre
54. Visión de Infraestructura Transporte de Gas Metano GOLFO Gasoducto VZLA CRP Proyecto ICO Sistemas de Gasoductos Colombo - Venezolano LA VELA (En Progreso Gasoducto Costa Afuera-Tierra Fase I) Barbacoas-Margarita Exportación GNL Ballenas Ampliación NORTE Anaco-Bqto Margarita PARIA Río Seco PlantaCOLOMBIA Litoral Ampliación Coche Liquefacción Maracaibo Sistema Morón Anaco-Jose/PLC Ulé-Amuay Cumaná Güiria Maracay Caracas Yaritagua PLC Bqto. Valencia Arichuna Jose Ulé PD San Altagracia Barbacoas LAGO Carlos S.J Morros Pedernales Sombrero ANACO Acarigua YP NM Santa SAN Anaco Bárbara MORICHAL CARLOS Guanare Soto Dación GUARICO COPA MONAGAS Calabozo MACOYA Morichal OCC. SUR Casigua F/S Valle de Barrancas Barinas OCN / La Pascua Mamo Puerto Ordaz AMERIVEN La Fría Sistema de Transporte Chaguaramas Eje Norte Llanero SINCOR/ Ampliación BARRANCAS Cabruta PETROZUATAAnaco-POZ El Piñal Gasoducto Planta Compresora Existente Venezuela-Brasil Nueva Planta Compresora Gasoducto Existente Gasoducto Nuevo Gasoductos en visualización Fuente de Gas Actual Fuente de Gas Futura
55. Visión de Infraestructura de GNV CRP Río Seco Margarita Maracaib El Tablazo Litoral Coche Sistema Morón o Cumaná Güiria Ulé-Amuay Maracay Caracas Yaritagua PLC Bqto. Valencia Arichuna Jose Ulé San Altagracia Barbacoas Carlos S.J Morros Pedernales Sombrero Acarigua Santa Maturín Bárbara Anaco Guanare Soto Dación Calabozo MorichalCasigua F/S Valle de Barrancas Barinas La Mamo Puerto Ordaz La Fría Pascua Chaguaramas Cabruta El Piñal Gasoducto Existente Gasoducto Nuevo Gasoductos en visualización Zonas actualmente con GNV Potenciales zonas de consumo de GNV FIN
56. Recursos Faja (MMMBLS) Km2ÁREA TOTAL FAJA: 55.314ÁREA ACTUAL EN EXPLOTACIÓN: 11.593ÁREA A CUANTIFICAR: 18.220ÁREA REMANENTE:(ParqueNacional y Áreas Reservadas) 25.501 Carabobo Boyacá MACHETE Junín Ayacucho c o i n o R í o O r TOTAL MMMBLSPOES 489 557 87 227 1360RESERVAS PROBADAS 1 15 6 15 37
57. Proyecto de Cuantificación yCertificación de Reservas en la Faja CUANTIFICAR Y CERTIFICAR RESERVAS Posicionar a Venezuela como el país con las mayores reservas de crudo a nivel mundial Aplicar y desarrollar nuevas tecnologías Proveer los fundamentos técnicos para realizar los análisis económicos de nuevos negocios. Apalancar el desarrollo del eje Nororiental y Orinoco-Apure del país y el desarrollo endógeno de la Nación
58. Proyecto de Cuantificación y Certificación de Reservas en la Faja Boyacá Junin Carabobo AyacuchoN 6 BITOR 4 1 sc San Cristobal 5 1 1 OCN 55 1 3 2 3 O 2 5 Petrozuata PETROZUATA 1 7 RIQUIT AGUAR NACIONAL AMERIVEN SINCOR 4 2 O GUA 3 4 6 2 4 6 3 6 Boyacá E 9 PARQU 7 8 10 Junin Rio O rino c o 7 Ayacucho 4 Carabobo División en 27 Bloques (18.220 Km2) para cuantificación de volúmenes
59. Proyecto de Cuantificación y Certificación de Reservas en la Faja Empresas con Acuerdos de Entendimiento entre Gobiernos N Boyacá Junin Carabobo Ayacucho O 1 BITOR 4 1 San 5 6 1 OCN RIQUIT AGUAR NACIO NAL 55 3 Cristobal 1 2 3 2 1 3 Petrozuata PETROZUATA 7 7 5 1 O GUAINDIA AMERIVEN SINCOR 4 N 3 4 6 4 244 4 2 E 3 PARQU 6 3 9 o co 7 8 7 Orin Rio BRASIL IRAN RUSIA 4 Junin ESPAÑA RUSIA 2 Ayacucho CHINA 1 Carabobo FIN
60. Proyecto Orinoco Transporte a los Mercados de Productos Mejorados y Refinados JOSE Güiria PTO. LA CRUZ Complejo Mejorador Faja CA RA BO BO JUNIN AY AC UC HO BOYACÁ Nueva Ciudad Refinería a DesarrollarNueva Ciudad Cabrutaa Desarrollar
61. Perfil de Producción Perfil de Producción Nuevos NegociosMBPD Faja 1207 Nuevo Desarrollo II 1007 Nuevo 807 Desarrollo I Producción Inicial 687 637 Optimización Producción Actual Asociaciones 622 MBPD FIN
62. Negocios de Exploración y Producción con TercerosI Ronda EmpresasMixtasII Ronda Empresas Mixtas Convenios de Asociación 33 Empresas Mixtas con participación deIII Ronda Empresas Mixtas 25 compañías de 19 países Área con Licencia de Gas con reservas probadas Producción 530 MBD
63. Delta Caribe Como un Hito Fundamental para El Desarrollo Industrial del País Más de 500,000 km² Costa Afuera  Reservas Probadas : 150 BPC  Expectativas: 196 BPC (50 % Costa Afuera)  Producción de Gas: 6.300 MMPCD  Pronóstico 2012: 11.500 MMPCDGOLFO DE VENEZUELA Los Monjes FACHADA CARIBE FACHADA FALCÓN NE ATLANTICA PLATAFORMA DELTANA
64. Recursos de Gas Costa Afuera Proyecto Delta-Caribe Nor OrientalRecursos Occidente Recursos Oriente8.500 MMB; 35 BPC 10.100 MMB; 65 BPC
65. La Visión Sistémica del Desarrollo Norte de Paria profundo NorOriental . Río Caribe + Mejillones: Norte.-Esfuerzo Propio de Paria “Profundo”: A Margarita Planta de GNL: Proyecto de Exploración al Riesgo .-Licencias y Dragón: Patao Mariscal Sucre .-Disponible para complementar M.I. u Acceso -Esfuerzo Propio, otros negocios abierto a todos los Río Caribe CIGMA GNL productores CARUPANO Corocoro: NA Desarrollo Gas libre MACU GPEEyP PDVSA GPO CAPURE Guarapiche-Delta Centro-Punta Pescador .-Licencias de Exploración al Riesgo Guarapiche G.C. Gasoducto Mariscal Sucre-CIGMA-Mercado Interno TUCUPITA Delta Centro Punta Pescador •B-1 Gasoducto Plataforma Deltana-CIGMA Punta Pescador Oleoducto al CIGMA y TAE Güiria: •B-2 .-Esfuerzo propio Gasoducto a Manaos •B-3 CO .-Esfuerzo compartido LO RINO •B-4 AJ A DE LA F Gasoducto a Manaos •B-5 En estudio
66. Cronograma Hitos Relevantes 2006 2007 2008 2009 2010 2011 PROYECTO 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T Inicio Producción Perforación inicialMariscal Sucre: RíoCaribe y Mejillones Gasoducto M.S. A CIGMA-Margarita- Mercado Interno
67. Proyecto Mariscal SucreReservas/Prod. (14.3 BPC; 1.200 MMPCD) 15’Inversión total en el orden de 2.700 MM US$ FASE II FASE I 10’ MERCADO INTERNO 05’ Dragón 11º Trinidad & Tobago Patao (4,8 BPC ) (4,4 BPC ) Venezuela Mejillones 55’ (3,3 BPC ) Río Caribe (1,8 BPC*) Producción Total GAS / CONDENSADOS 1.200 MMPCD 50’ Parque Nacio 45’ nal Pen í nsula de Par ia SUCRE PLANTA ACONDICIONAMIENTO Producción Inicial M.I. ’ ’ 600 MMPCD / 2008 45’ 40’ 35’ 30’ 25’ 20’ 15’ 10’ 05’ 62º 55’ 50’ 45’ 40’ * BPC: Billones de Pies Cúbicos
68. Cronograma Hitos Relevantes 2006 2007 2008 2009 2010 2011 PROYECTO 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4TMariscal Sucre: RíoCaribe y Mejillones Etapa Temprana del Terminal de Almacenamiento y Embarque, y Muelle Primer Tren de Planta Oleoducto Morichal-CIGMA de Construcción de GNL-Acceso Abierto Complejo Industrial Gran Mariscal de Ayacucho Muelle de Servicios
69. CIGMA - Plan Maestro PARQUE INDUSTRIAL ALOJAMIENTO ETAPA I CONSTRUCCIÓN REFINACIÓN PROCESAMIENTO EDIFICACIONES ETAPA II DE CRUDOS DE CRUDOS PETROQUÍMICA ADMINISTRATIVAS ETAPA III Y SERVICIOS G.T.L. ETAPA IV AREA PROTECCIÓN RESIDENCIAL AMBIENTALALMACENAMIENTO PETROQUÍMICA RESERVAS CUDOL DE CRUDOS Y MEJORAMIENTO GÜIRIA ZONA DE PRODUCTOS DE CRUDOS SEGURIDAD FERTILIZANTES CONTENEDORES MANEJO DE E.T. GAS SÓLIDOS GAS MUELLE DE GENERACIÓN CONTENEDORES ELÉCTRICA PLANTAS DE SERVICIOS GNL TERMINAL PORTUARIOS DE PRODUCTOS MUELLE DE TERMINALES MUELLE DE SERVICIOS PARA GNL PETROQUÍMICA PARCELAS PARCELAS DE CORREDORES DE ETAPAS PERÍODO AREA NETA (Ha) HABILITADAS SERVICIO SERVICIO (KM) I - IV 2004 - 2035 22 3200 8 57
70. Cronograma Hitos Relevantes 2006 2007 2008 2009 2010 2011 PROYECTO 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4TMariscal Sucre: RíoCaribe y Mejillones Complejo Industrial Gran Mariscal de Ayacucho Producción inicial Golfo de Paria y Coro-Coro El Delta Inicio Proceso Areas Delta
71. Golfo de Paria y El Delta FASE Participación: 450 MM Bls PDVSA: 35%, ConocoPhillips: 60,000 BD, 24.5 API 32.5%, ENI: 26%, OPIC: 6.5% 20-30 MMPCD 480 MM U.S.D en 3 Años 2-3 BPC Gas No Asociado 2-3 BPC Gas No Asociado 200 MMPCD 200 MMPCD F.S.O. CIGMA GPE FPU GPO WHPGuarapiche Delta Centro Punta Pescador Un ejemplo de la capacidad de la industria Nacional
72. Cronograma Hitos Relevantes 2006 2007 2008 2009 2010 2011 PROYECTO 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4TMariscal Sucre: RíoCaribe y Mejillones Complejo Industrial Gran Mariscal de Ayacucho Golfo de Paria y El Delta Declaración Culminación Proceso Primera Tonelada Comercialidad Producción Unificación Yacimientos de GNL Bloque-2 inicial Bloque 1 y Bloque 2Plataforma Deltana Bloque 2 Reinicio Campaña Exploratoria Bloque-4 Stat Oil