1. Francisco Monaldi, Ph.D.
Director, Centro Internacional de Energía y Ambiente, IESA
Caracas, Noviembre 2011

2. Una oportunidad histórica…
Precios altos
Descomunales reservas
Potencial para incrementar la producción a 5 MMBD en menos de 10 años
Proyectos de inversión en empresas mixtas por mas de US$ 100 mil millones en próximos 6 años
…pero con una industria en graves problemas
Producción declinante
Baja inversión
Deuda creciente
Costos crecientes
Problemas graves de credibilidad con socios inversionistas
Declinación en capacidades locales
Escenarios post-2012
2

3. Precios altos
Descomunales reservas
Potencial para incrementar la producción a 5 MMBD
Proyectos de inversión por mas de US$ 120 mil millones en
los próximos 6 años
… aunque con importantes riesgos
3

4. 140
130
120
Cesta Venezolana 106
100
80
60
40
20
0
01/99
08/99
03/00
10/00
05/01
12/01
07/02
02/03
09/03
04/04
11/04
06/05
01/06
08/06
03/07
10/07
05/08
12/08
07/09
02/10
09/10
04/11
Cesta venezolana al 28 de Octubre US$106. Brent US$111.
Promedio cesta venezolana en 2011 US$100 (US$72 en 2010 y US$ 57 en 2009)
AIE predice promedio de US$103-105 en 2011-2015
IEA-DOE predice promedio de $101-107 en 2012
4

5. Fuente: Ecoanalitica
5

6. Seguiremos siendo petroleros… mientras el mundo lo demande
Las reservas oficiales de Venezuela a 2011, son de 297 mil millones de barriles de crudo.
El USGS estima que se pueden recuperar hasta 510 mil millones en la Faja (usando 45%
de tasa de recobro). Aún usando 10% de tasa de recobro seríamos el segundo país en
reservas detrás de Arabia Saudita. Tendríamos unos 190 mil millones de barriles.
350
300
250
200
150
100
50
0
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2010**
2009*
Fuentes: PODE 2008. *Informe operacional y financiero de PDVSA 2009. Informe de
Gestión PDVSA 2010.
6

7. Reservas Petroleras de Venezuela en el Mundo
(cifras en miles de millones de barriles)
Reservas de Venezuela
comparadas:
300 años de producción actual
21.215% de Colombia (1.5)
2.285% de Brasil (13) 1250 años de consumo interno
386% de Rusia (77)
258% de las de Irak (115)
217% de Irán (137)
170% de Canadá (175)*
112% de Arabia Saudita (265)
92% de Suramérica
89% de Latinoamérica
1.464
75% de América
26% de OPEP
20% del Mundo
297 190
398 256 150
40
Mundo América Venezuela
* solo aquí se incluyen Arenas Bituminosas
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2011
7

9. Tasa de Extracción: Producción/Reservas
Venezuela produciría, a la tasa de extracción de:
• Irán 7.5 MMBD
• Arabia Saudita 9.5 MMBD
• Rusia 12 MMBD
6%
5%
4%
3%
4,8%
2%
1%
1,4% 1,1%
0% 0,4%
Venezuela Arabia Saudita Rusia Iran
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2011

10. Más de 1.7 MMBD de producción y
más de US$120 mil millones de
inversión
10

11. 11%
11%
18%
34%
1%
5%
11

12. • Bonos de licitación ($1,5 bn.)
•Préstamos a PDVSA ($2.1 bn.)
• Producción temprana
260 MBD por 84 meses.
Podría Representar $5-6
millardos.
• Inversión por proyecto
~$12 – 17 mil millones
~50% en mejorador.
Fuente: PDVSA
12

13. La producción temprana no ha empezado y difícilmente se inicie antes del fin de
2012.
Problemas de infraestructura son muy significativos.
En una primera fase, se tiene pensado sacar 50.000 BD en camiones.
En varios de los proyectos ya se han hecho los planes de producción preliminares.
Solo hay unos 250.000 BD de crudos livianos para mezclar, de manera que los que
inicien producción primero tiene ventajas.
Condiciones fiscales no son atractivas, sobre todo la reforma de la contribución
especial (2011) que les han prometido que solo se activará una vez recuperada la
inversión.
Las empresas están dispuestas a invertir si se flexibilizan las condiciones fiscales y
queda claro como es que se va a construir infraestructura y obtener financiamiento
de la parte de PDVSA.
Hoy en día solo se está invirtiendo en PetroMonagas. 15 nuevos pozos en 2011
(llevan 5).
Una incógnita es la existencia de mercados para crudos de menos de 25 API.
La producción en proyectos originales está bastante por debajo de capacidad
(450/600).
13

14. Problemas de Credibilidad: Obstáculos a la Inversión
Texas 5
Qatar 33
United Arab Emirates 39
Colombia 48 (índice 32)
Alberta 51
Trinidad and Tobago 58
Brazil (Off shore presalt area profit sharing contracts) 66
Alaska 83
Angola 118
Nigeria 124 (índice 79)
Algeria 126
Russia 127
Libya 128
Iraq 129 (índice 84)
Kazakhstan 132
Iran 133
Bolivia 134
Ecuador 135
Venezuela 136 (índice máximo 100/100)
14

15. Producción declinante
Baja inversión
Deuda creciente
Costos crecientes
Problemas graves de credibilidad con socios
inversionistas
Declinación en capacidades locales
15

16. 3500 100
90
3000
80
2449
2500 70
Taladros Operativos
68
Producción MBD
60
2000
50
1500
40
1000 30
20
500
10
0 0
2/01 2/02 2/03 2/04 2/05 2/06 2/07 2/08 2/09 2/10 2/11
Producción Taladros Operativos
Fuentes: Baker Hughes y OPEP

17. Taladros Operativos 1995-2011
140
119
120
100
83
80
60 67
40
20
0
1/95
1/96
1/97
1/98
1/99
1/00
1/01
1/02
1/03
1/04
1/05
1/06
1/07
1/08
1/09
1/10
1/11
Petróleo Gas TOTAL
Fuente: Baker Hughes International Rig Count.17

18. Exportaciones Petroleras
3.500
3.000
2.500
2.000
MBD
1.500
1.000
500
-
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2011.

19. Deuda e Inversión en Exploración y Producción
(millones de US$)
$ 30.000
$ 25.000
Deuda
$ 20.000
$ 15.000
$ 10.000 Inversión en
Exploración y
$ 5.000 Producción
$0
2006 2007 2008 2009 2010
Fuente: PDVSA

20. 1170
Norteamérica (incluye St. Croix) 1704
217
Centroamérica y Caribe 551
364
Regalos (MBD)
Cuba 100-110 Asia 230
Petrocaribe 50-60 135
Petroamerica 10
Total 160-180 Europa 344
25
China 150-200 (hasta 400)
Suramérica 80
Mercado Interno 650-700
África 22
Total 0.9-1.1 MMBD
Exportaciones pagas Otros 44
1.7 – 1.8 MMBD
0 500 1000 1500 2000
2010 2009 2008 2007 2006
Fuente: PDVSA
20

21. 99 mil empleados y 14 mil contratados (40 mil antes del paro)
Arbitrajes. Conoco, Exxon, y otros. Demandas en exceso a $40 millardos.
Resultado probable ~$10-15 Millardos.
La expropiación de las empresas de servicios.
El éxito en exploración de gas costa afuera (~8 BPC en Cardon IV, ENI-
Repsol)
Nuevas pequeñas empresas mixtas de crudo convencional (CNPC, ONGC)
han sido irrelevantes.
Declinación y fusión de antiguos convenios operativos.
El mercado interno (~650-700 MBD)
Producción de electricidad (~100-200 MBD)
Subsidio (por encima del 10% de las exportaciones totales, mas de$12
Millardos.)
Importaciones de productos refinados (~100 MBD)
21

22. La producción de PDVSA sigue disminuyendo, aunque la tendencia puede
revertirse en un par de años.
La capacidad de inversión es limitada, por la excesiva carga del Estado.
Sólo alrededor del 65% del petróleo producido es pagado a precios de
mercado.
PDVSA y el gobierno requieren precios por encima de $90 para evitar
dificultades significativas.
La deuda se ha incrementado exponencialmente durante periodo de boom,
todavía es manejable pero su crecimiento es insostenible.
PDVSA y el gobierno son cada vez más dependientes del precio del
petróleo.
Arbitraje desfavorable puede representar un punto de quiebre.
Las nuevas empresas mixtas en la Faja del Orinoco prometen un aumento
de producción en el futuro, pero existen obstáculos y tomara tiempo.
Si se resuelven los riesgos “encima de la superficie” el potencial es inmenso.
22

23. Seguimos como vamos
Boom de inversión
Cambio de política pero con éxito limitado
23

24. No hay cambio de políticas
Se dilatan los proyectos y solo se concreta un proyecto
de la Faja.
Producción sigue declinando por unos o dos años y
luego empieza a incrementarse muy lentamente hasta 3
- 3.2 MMBD en unos seis años.
Inversión en E y P de unos US$8-10 mil millones por
año
Podría ser bastante peor si caen los precios
24

25. Cambio de política con cierto grado de estabilidad
Precios altos
Se concretan la mayoria de los proyectos de la Faja y
nuevas empresas mixtas de crudo convencional
Se eleva la producción a 4.5 - 4.7 MMBD en 6 años
Inversiones en E y P de unos US$ 20 mil millones por
año.
Gran auge económico via inversiones e ingreso fiscal
Problemas con manejo macroeconomico del auge
25

26. Hay cambio de políticas pero con dificultades y sin
garantia de estabilidad o los precios caen levemente.
Se ejecutan dos o tres proyectos de la Faja y algunas
inversiones en crudo convencional.
Producción se mantiene y empieza a subir en un par de
años, llegando a 3.5 MMBD en seis años.
Inversión en E y P de unos US$12-14 mil millones por
año
Situación ecónomica positiva pero con dificultades
importantes.
26

27. Gracias
francisco.monaldi@iesa.edu.ve
www.iesa.edu.ve/energia
27

28. Anexos
28

29. Años 2008, 2009 y 2010
Miles de millones de Variación %
US$ 2008 2009 2010 10/09
Ingresos Totales 125,5 73,8 94,9 21%
Compra de crudos y productos -44,6 -25,9 -36,8 42%
Gastos Operacionales -21,5 -20,4 -15,8 -22%
Depreciación -5,2 -5,8 -6,0 3%
Regalías y otros impuestos -23,3 -12,9 -11,2 -13%
Aportes para el desarrollo social y
Fonden -14,7 -3,5 -6,9 97%
Otros Ingresos y gastos, neto -1,8 3,7 -10,7 -
Gastos Totales -111,1 -64,8 -87,4 34%
Ganacia antes de ISLR 14,4 8,9 7,6 -14%
ISLR -4,3 -3,3 -3,9 18%
Ganancia neta 10,1 5,6 3,7 -33%
Fuente: Informe de Gestión de PDVSA 2010 y cálculos propios
29

30. Aporte 2008 2009 2010 Variación
Miles de Millones de dólares %
Regalías 24,6 14,7 9,3 -5,4 -37%
Impuesto de extracción 3,1 1,7 1,2 -0,5 -29%
ISLR 8,0 6,0 2,1 -3,9 -24%
Dividendos 2,0 2,0 1,0 -1,0 -50%
Impuesto superficial 0,2 0,2 0,1 -0,1 -40%
Impuesto de exportación 0,1 0,1 0,1 -0 -22%
Total Regalías e Impuestos 38,0 24,7 13,7 -11,0 -44%
Gasto Social 5,0 6,0 19,2 13,2 220%
Contribución de precios
extraordinarios (FONDEN) 6,7 0,6 1,3 0,7 116%
Aportes voluntarios a FONDEN 5,7 0 0 0 0%
Gastos extra-presupuestarios
extra- 17,4 6,6 20,5* 13,9 211%
Total Aportes a la Nación 55,3 31,3 34,3 3,0 10%
*Estados financieros muestran solo US$ 7 mil millones
Fuente: Informe de Gestión de PDVSA 2010 y cálculos propios
30