Informe de Gestion Anual 2016

V ISIÓN GENER A L DEL NEGOCIO
INFORME DE GESTIÓN ANUAL 2016 1

2 INFORME DE GESTIÓN ANUAL 2016

• MENSAJE DEL PRESIDENTE DE PDVSA 10
• VISIÓN GENERAL DEL NEGOCIO

• HISTORIA Y DESARROLLO 16
• FORTALEZAS QUE SOPORTAN LA INDUSTRIA PETROLERA 17
• DESCRIPCIÓN DEL NEGOCIO 19
• ESTRUCTURA ORGANIZACIONAL 21
• GOBIERNO CORPORATIVO 25
ASAMBLEA DE ACCIONISTAS 25
JUNTA DIRECTIVA 25
COMITÉ EJECUTIVO 25
• RECURSOS HUMANOS 28
• PLAN ESTRATÉGICO
• PLAN ESTRATÉGICO SOCIALISTA (PES) 2016 - 2025 31
• PRINCIPALES ACTIVIDADES
• EXPLORACIÓN 36
• RESERVAS 39
• PRODUCCIÓN 45
• EMPRESAS MIXTAS 52
• GAS 58
PRODUCCIÓN Y DISPONIBILIDAD DEL GAS NATURAL Y LGN 60
COMPRESIÓN DE GAS 61
TRANSPORTE, DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN 62
• GAS DOMÉSTICO Y COMERCIAL 64
• REFINACIÓN 67
CAPACIDAD DE REFINACIÓN 68
REFINACIÓN NACIONAL 69
REFINACIÓN INTERNACIONAL 69
• COMERCIO Y SUMINISTRO 73
EXPORTACIONES DE HIDROCARBUROS 74
MERCADO NACIONAL 77
• TRANSPORTE, BUQUES Y TANQUEROS 81
SUMINISTRO Y LOGÍSTICA 82
PDV MARINA 82
PDVSA NAVAL 83
EMPRESA NACIONAL DE TRANSPORTE (ENT) 85
• INVESTIGACIÓN Y DESARROLLO 87
• DESARROLLO SOCIAL 90

• CONVENIOS DE COOPERACIÓN ENERGÉTICA

• PETROAMÉRICA 94
• PETROCARIBE 97
• ACUERDOS DE SUMINISTRO 98
• NUEVOS NEGOCIOS
• PDVSA SERVICIOS PETROLEROS 102
• PDVSA AGRÍCOLA 104
• PDVSA INDUSTRIAL 104
• PDVSA INGENIERÍA Y CONSTRUCCIÓN 105
• PDVSA DESARROLLOS URBANOS 105
• COMPROMISOS Y CONTINGENCIAS
• COMPROMISOS Y CONTINGENCIAS 2016 108
• ANÁLISIS OPERACIONAL Y FINANCIERO
• RESUMEN EJECUTIVO 112
• APORTES FISCALES PAGADOS A LA NACIÓN 114
• RESULTADOS OPERACIONALES Y FINANCIEROS 116
RESUMEN CONSOLIDADO DE INFORMACIÓN FINANCIERA 118
PRODUCCIÓN 125
VENTAS DE PETRÓLEO CRUDO, SUS PRODUCTOS Y OTROS 125
COSTOS Y GASTOS 125
ACTIVO 126
PATRIMONIO 127
PASIVO 127
FLUJO DE CAJA 128
PREPARACIÓN Y PRESENTACIÓN DE ESTADOS FINANCIEROS 128
NUEVOS PRONUNCIAMIENTOS CONTABLES AÚN NO ADOPTADOS 128
• GLOSARIODE TÉRMINOS 130

• NOMENCLATURA 132

“...venezolanos y venezolanas, aquí estamos en la Faja del Orinoco,
es importante que sepamos todos lo siguiente:
esta es la riqueza petrolera más grande que hay en el mundo,
son 55 mil kilómetros cuadrados, tomen nota, 55 mil kilómetros cuadrados,
una inmensa faja bajo cuya superficie hay un mar de petróleo,
una reserva, un petróleo original en sitio de más de un millón de millones de barriles,
oigan bien: más de un millón de millones de barriles;
y unas reservas de cerca de 300 mil millones de barriles de petróleo,
¡petróleo!”
HUGO CHÁVEZ
Aló Presidente 304, transmitido desde el Centro Operativo
Petromonagas, estado Anzoátegui.
17 febrero de 2008.

“Ha llegado el momento, ha llegado la hora
y creo que estamos preparados
desde el punto de vista organizativo,
desde el punto de vista político,
desde el punto de vista institucional,
desde el punto de vista espiritual, estamos preparados
para una tercera etapa de PDVSA,
que sea superior a todo lo que se haya vivido antes,
una poderosa PDVSA, nacional, internacionalmente,
una PDVSA indestructible”
NICOLÁS MADURO
Palacio de Miraflores miércoles 23 de

noviembre de 2016
MENSAJE DEL PRESIDENTE DE PDVSA
DEFENDER LA SOBERANÍA POR ENCIMA DE TODO
El Plan de la Patria, el legado político más importante que nos Las venezolanas y los venezolanos somos dueños de la
haya dejado nuestro visionario Comandante Eterno, Hugo mayor reserva petrolera del planeta, así como de valiosos
Chávez Frías, entre otros elementos, sienta las bases para recursos minerales que son codiciados por potencias
la construcción de la sociedad socialista y la restitución del acostumbradas a saquear riquezas y conciencias. En la
poder al pueblo. De hecho, en el Objetivo Histórico N° 1 nos Faja Petrolífera del Orinoco Hugo Chávez se concentra
recuerda el deber de “Defender, expandir y consolidar el bien la mayor parte de esa riqueza, que dejó de ser privilegio
más preciado que hemos reconquistado después de 200 años: exclusivo de unos pocos. Con la Revolución Bolivariana,
la independencia nacional”. la renta petrolera es el principal recurso empleado como
inversión social para el mejoramiento de la calidad de vida
Además de la Constitución Nacional, el conjunto de objetivos de los sectores tradicionalmente marginados en nuestra
nacionales y estratégicos contenidos en la Ley del Plan de la sociedad. La política de defensa de la soberanía nacional
Patria, nos permiten comprender la importancia de la soberanía de la República Bolivariana de Venezuela en materia de
nacional; esa por la que lucharon y dieron su vida nuestros hidrocarburos, fue bautizada por nuestro Comandante
libertadores. En ese contexto, la defensa de la soberanía Supremo, Hugo Chávez, como Plena Soberanía Petrolera,
constituye el mayor reto que nos obliga, como pueblo, a con una visión nacional, popular y revolucionaria.
mantener por encima de todo.
En tal sentido, durante el año 2016, Petróleos de Venezuela, S.A. Cumpliendo con la política de Plena Soberanía Petrolera,
(PDVSA), cumpliendo con la defensa de la soberanía, asumió los aportes fiscales pagados a la nación en 2016, estuvieron
el importante compromiso de promover la estabilización del en el orden de 233 mil millones de bolívares; al FONDEN se
mercado petrolero, para superar la etapa de precios bajos más dirigieron 659 millones de dólares y los recursos transferidos
prolongada de nuestra historia. A través del acuerdo histórico efectivamente para el desarrollo social, estuvieron en el orden
de cooperación alcanzado en la 171ª Conferencia Ministerial de 318 millones de dólares.
de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP),
realizada el 30 de noviembre de 2016, en Viena, Austria, se MOTOR HIDROCARBUROS
reduce la cuota de producción de sus países miembros en
En el marco de la Agenda Económica Bolivariana, a través
1,8 millones de barriles diarios (MMBD), cerca de 2% de la
del Motor Hidrocarburos, PDVSA firmó durante el 2016
producción petrolera mundial; para su ejecución a partir del
una amplia gama de acuerdos de cooperación estratégicos,
1ro de enero de 2017. La cuota de reducción correspondiente a
para potenciar el desarrollo energético de la nación, que
Venezuela es de 95 mil barriles diarios.
demuestran la solidez financiera y la confianza que tienen
En el marco de la Revolución Bolivariana iniciada por los socios internacionales en PDVSA. La cifra supera los 30
el Comandante Eterno Hugo Chávez Frías, y continuada mil millones de dólares y muestra la solidez financiera de la
ahora por el presidente obrero, Nicolás Maduro, en 2017 se principal industria del país.
cumple el 10° Aniversario del acto de Soberanía Petrolera más
• Acuerdos de cooperación con la empresa rusa Rosneft,
importante llevado a cabo por el Gobierno Revolucionario: la
que potenciarán la producción petrolera del país. Involucra
nacionalización de la Faja Petrolífera del Orinoco, bautizada
inversiones de 20 mil millones de dólares, en cinco empresas
Hugo Chávez, en honor al más grande luchador por la
mixtas que actualmente producen 170 mil barriles diarios de
soberanía de nuestro país. El mejor homenaje que puede
crudo, equivalentes a nueve millones de toneladas al año, con
rendirle el pueblo a la ejemplar figura de Hugo Chávez Frías es,
el potencial de subir a un millón de barriles diarios.
precisamente, la defensa irrestricta de nuestra soberanía.
• Acuerdo con la Corporación Nacional China de Petróleo

PDVSA AVANZA EN REVOLUCIÓN
(CNPC, por sus siglas en inglés), para desarrollar la refinería
Durante el año 2016, PDVSA mantuvo un promedio de de Jie Yang, en China, que tendrá 40% de participación
producción de 2.571 miles de barriles diarios; hecho que se nacional accionaria, mientras que la corporación del país
enmarca, como ya hemos dicho, en la política de defensa del asiático suscribirá 60%. El centro refinador procesará 400
precio del barril en los mercados internacionales, totalizando MBD, utilizará primordialmente crudo venezolano y será de
sus exportaciones en 2.189 miles de barriles diarios. PDVSA conversión profunda de alta complejidad.
se mantiene como la quinta empresa petrolera más importante
• Convenio con CNPC para incrementar la producción de la
del planeta, según las publicaciones especializadas en
empresa mixta Petrozumano en 15 MBD. El proyecto contempla
la materia. Durante el año 2016, el precio de la Cesta
la reactivación y rehabilitación de pozos e infraestructura con
Venezuela se ubicó en 35,15 US$/Bl, 9,5 US$/Bl por debajo
una inversión de 225 millones de dólares.
del promedio del año 2015, cuando cerró en 44,65 US$/
Bl; esto representó una caída de 21% del precio promedio
• Alianza con la República Popular China para ejecutar el
alcanzado en el año 2015. A pesar de un incremento de la
Proyecto Piloto de Inyección Alterna de Vapor en la empresa
demanda, en 1,25 millones de barriles diarios con respecto al
mixta Petrolera Sinovensa. Se tiene previsto incrementar la
año 2015, de acuerdo con cifras de la OPEP, el año 2016 se
producción de 160 MBD a 230 MBD de crudo extrapesado.
caracterizó por un exceso de suministro de crudo global, que
Este incremento está asociado a la expansión de la capacidad
trajo como consecuencia el crecimiento de los inventarios de
de almacenamiento, transporte y procesamiento de crudo, en
crudo a sus máximos históricos.
Morichal y en su planta de mezcla en el Complejo Industrial
José Antonio Anzoátegui.
En este contexto, PDVSA obtuvo ingresos totales de 47.696
millones de dólares, de los cuales 41.977 millones de dólares
• Acuerdo con CNPC para elevar la producción de las empresas
corresponden a exportaciones y ventas netas en el exterior. Sus
mixtas Petrourica en 30 MBD y Petrozumano a 15 MBD. Se
activos cerraron en 189.663 millones de dólares y su patrimonio
estima una inversión superior a 725 millones de dólares.
en 87.100 millones de dólares. La ganancia integral registrada
para este ejercicio fue de 1.592 millones de dólares.

• Acuerdo con CNPC que contempla la rehabilitación de 500 sustituirán las importaciones y desarrollarán los diferentes
pozos de crudo liviano (31° API), con un potencial de producción procesos de la empresa.
asociado de 42 mil 800 barriles diarios. El acuerdo prevé el
mantenimiento y la recuperación de la infraestructura productiva. Para ello, la clase trabajadora de PDVSA entregó al Presidente de la
República, Nicolás Maduro, el Plan Estratégico Socialista (PES) de
• Acuerdo con la República de Trinidad y Tobago para PDVSA 2016-2026, el cual establece como objetivo estratégico:
implementar y ejecutar el Proyecto de Suministro de Gas
Natural, desde la República Bolivariana de Venezuela, a través “Transformar a PDVSA, filiales y negocios no petroleros,
de una interconexión de gas desde el Campo Dragón, ubicado con la gestión directa y democrática de la clase trabajadora
en el noreste del país. Esta alianza implicará la construcción de consciente de su rol protagónico y participativo en el proceso
uno o más gasoductos. social de trabajo, en una corporación socialista eficiente y
transparente, que genere los recuros necesarios en armonía con
• Alianza con India para un financiamiento de 1.448 millones el ambiente, para que la República Bolivariana de Venezuela
de dólares, a fin de incrementar la producción de las empresas trascienda de ser un país exportador de materia prima, hacia
mixtas Petrolera Indovenezolana y Petrodelta. un país potencia, industrializado, con una sólida estrategia
de seguridad energética y soberanía tecnológica, donde el
• Acuerdo de financiamiento a la empresa mixta desarrollo territorial y la Suprema Suma de felicidad del Pueblo
Petroquiriquire, S.A. por parte de la española Repsol. Venezolano sean la meta”.
Contempla la inversión de 1.200 millones de dólares para
incrementar la producción a 60 MBD. En 2017 la fuerza laboral petrolera seguirá realizando un enorme
esfuerzo para superar las dificultades derivadas de la guerra
PAÍS POTENCIA EN GAS Y CRUDO EXTRAPESADO económica, en lealtad absoluta al legado del Comandante
Supremo Hugo Chávez, con una visión nacional, popular y
Diversos proyectos de envergadura convertirán a nuestra Patria revolucionaria para continuar avanzando en la consecución
en una potencia exportadora de gas en latinoamérica. Tal es del brillante porvenir de nuestra empresa y la máxima felicidad
el caso del Proyecto Mariscal Sucre, el cual abarca cuatro posible del pueblo venezolano.
enormes campos ubicados en el norte de la Península de Paria:
Dragón, Patao, Mejillones y Río Caribe. Con respecto a la
producción de crudo, la estatal desarrollará un megaproyecto
de perforación de 480 pozos en el reservorio de crudo más
grande del planeta, la FPO Hugo Chávez.
Otro proyecto bandera de la industria petrolera venezolana es

la Conversión Profunda de la Refinería Puerto La Cruz, el cual EULOGIO DEL PINO
industrializará a partir del año 2019 el crudo extrapesado de PRESIDENTE DE PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A.
la Faja, mediante la implantación comercial de la tecnología
venezolana HDHPLUS®, desarrollada por PDVSA Intevep.
Con participación de empresas de Corea del Sur, la República
Popular China y Japón, esta es la obra más grande que se ejecuta
en nuestro continente en el negocio de refinación de crudos.
PLAN ESTRATÉGICO SOCIALISTA (PES) DE PDVSA

2016-2026
La defensa de nuestra soberanía también recae de manera

determinante en la fuerza laboral petrolera. La mejor manera
de defender la industria petrolera es con la participación
de sus trabajadoras y trabajadores. Por primera vez, una
empresa petrolera presenta su Plan de Negocio partiendo de
las propuestas de sus trabajadores. Con participación activa,
protagónica y alta capacidad técnica, la fuerza laboral de
PDVSA promueve la ejecución de Injertos Socialistas que


VISIÓN GENERAL
DEL NEGOCIO INFORME DE GESTIÓN ANUAL 2016 15
HISTORIA Y DESARROLLO
Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) y sus filiales constituyen la Constitución permite que la República, a través de PDVSA
una corporación propiedad de la República Bolivariana y sus filiales, suscriba acuerdos de exploración, producción
de Venezuela, creada por el Estado venezolano en el año y refinación; además de constituir empresas mixtas para el
1975, en cumplimiento de la Ley Orgánica que Reserva al desarrollo de la industria petrolera nacional, manteniendo
Estado, la Industria y el Comercio de Hidrocarburos (Ley siempre la mayoría accionaria en esas empresas.
de Nacionalización). Sus operaciones son supervisadas y
controladas por el Ministerio del Poder Popular de Petróleo. PDVSA se convierte en el motor fundamental de la
economía venezolana, contribuyendo activamente con el
La Constitución de la República Bolivariana de Venezuela, actual proceso de construcción del Socialismo del Siglo
aprobada mediante referéndum popular en diciembre XXI, de acuerdo con lo establecido en la Ley del Plan de la
de 1999, el Decreto N° 1.510 con Rango y Fuerza de Patria; Segundo Plan Socialista de Desarrollo Económico y
Ley Orgánica de Hidrocarburos del 2 de noviembre de Social de la Nación 2013-2019.
2001, configuraron un nuevo marco jurídico que revirtió
el proceso de privatización gradual a la cual se le expuso PDVSA tiene su domicilio en la República Bolivariana de
en los años noventa y permitió retomar el control de sus Venezuela. Las oficinas de la casa matriz están localizadas
recursos energéticos para beneficiar al pueblo venezolano. en la avenida Libertador con calle El Empalme, La
Campiña, apartado Nº 169, Caracas 1050-A. Su número
De acuerdo con la Constitución, el estado debe mantener la telefónico es: +58-212-7084111. Su sitio en internet es:
propiedad exclusiva de las acciones de PDVSA. Sin embargo, www.pdvsa.com.

V ISIÓN GENER A L DEL NEGOCIO FVOIR
S ITA
Ó NL EGZEANSE R
DAE LL D
A EILN N
DEUG
STOR
C IO
A
FORTALEZAS QUE SOPORTAN

LA INDUSTRIA PETROLERA
La siguiente tabla muestra ciertos datos financieros y operacionales de la industria, al 31 de diciembre de 2016:
TABLA • RESUMEN OPERATIVO 2016
RESERVAS
Gas húmedo 2 MMBls
Condensado 2.497 MMBls
Liviano 10.743 MMBls
Mediano 9.538 MMBls
Pesado 18.217 MMBls
Extrapesado 261.253 MMBls
Reservas probadas de crudo 302.250 MMBls
Reservas probadas de gas 202.698 MMMPC
EXPLORACIÓN
Adquisición sísmica 3D 583 Km²
Adquisición sísmica 2D 3 Km
PRODUCCIÓN
Condensado 88 MBD
Liviano 313 MBD
Mediano 573 MBD
Pesado + extrapesado 1.492 MBD
Total producción crudo 2.466 MBD
Líquidos del gas natural (LGN) 105 MBD
Total producción crudo + LGN 2.571 MBD
Producción de gas natural bruta 7.926 MMPCD
REFINACIÓN
Capacidad de refinación 1.303 MBD

en Venezuela
Capacidad de refinación 1.188 MBD

en el exterior
Capacidad de refinación PDVSA 2.491 MBD
Productos obtenidos en Venezuela 810 MBD
Productos obtenidos en el exterior 1.027 MBD
Total transferencias -37 MBD
Productos obtenidos de PDVSA 1.800 MBD

EXPORTACIONES
Crudo 1.818 MBD
Productos 371 MBD
Exportaciones de PDVSA 2.189 MBD
VENTAS AL MERCADO INTERNO
Ventas de líquidos 510 MBD
Ventas de gas natural 241 MBDE
Ventas de líquidos y gas 751 MBDE

natural al mercado interno
RECURSOS HUMANOS
Fuerza laboral petrolera 110.648 Personas

en Venezuela
Fuerza laboral petrolera 4.535 Personas

en el exterior
Fuerza laboral no petrolera 31.043 Personas
Fuerza laboral de PDVSA 146.226 Personas
Fuerza laboral contratistas 22.679 Personas

(petrolera)
INFRAESTRUCTURA Y TRANSPORTES
Refinerías en Venezuela 6 Und
Gasoductos 12.541 Km
Poliductos para transporte 1.525 Km

de productos
Oleoductos 3.055 Km
Pozos activos 18.566 Und
Taladros / año 241,9 Und
Yacimientos 4.310 Und
Campos petroleros 204 Und
Plantas compresoras de gas 151 Und
Plantas de líquidos de gas natural 11 Und

LGN (extracción y fraccionamiento)
Estaciones de servicio 1.658 Und

en Venezuela
Buques tanques propios 26 Und
RESUMEN FINANCIERO 2016
Ingresos 48.002 MMUS$
Costos y gastos 46.070 MMUS$
Ganancia integral 1.592 MMUS$
Total activo 189.663 MMUS$
Total pasivo 102.563 MMUS$
Total patrimonio 87.100 MMUS$
Deuda financiera 41.076 MMUS$

V I S I Ó N G E N E R A L D E L N E G O C I OV I SD
IÓEN
S CGREIN
PECR
I ÓANL D E L N E G O C I O
DESCRIPCIÓN DEL NEGOCIO
PDVSA planifica, coordina, supervisa y controla las actividades de exploración, explotación, transporte, manufactura,
refinación, almacenamiento, comercialización o cualquier otra de su competencia, en materia de crudo y demás
hidrocarburos de sus filiales, tanto en la República Bolivariana de Venezuela como en el exterior. Sus funciones también
incluyen la promoción o participación en actividades dirigidas a fomentar el desarrollo integral, orgánico y sostenible del
país, incluyendo las de carácter agrícola e industrial; la elaboración o transformación de bienes y su comercialización y
prestación de servicios, para lograr una adecuada vinculación de los recursos provenientes de los hidrocarburos con la
economía venezolana.
Actividades
Las operaciones Aguas Arriba incluyen las actividades de exploración, producción y mejoramiento de crudo localizadas
en cinco direcciones ejecutivas: Oriente, Occidente, Costa Afuera, Nuevos Desarrollos y Faja Petrolífera del Orinoco Hugo
Chávez. Con respecto al negocio de gas, comprende la producción y compresión de gas.
Las operaciones Aguas Abajo incluyen las actividades de refinación, comercio y suministro de crudo y productos refinados,
el procesamiento de gas para la producción de LGN, transporte y distribución de gas, así como el mercadeo de gas natural
en el mercado nacional.
GRÁFICO • UBICACIÓN DE LAS OPERACIONES AGUAS ARRIBA Y AGUAS ABAJO DE CRUDO Y GAS EN VENEZUELA
Operaciones Aguas Arriba

Centro de
Refinación Operaciones Aguas Abajo
Paraguaná
CRP
El Palito
Puerto
La Cruz Región
Región ORIENTE
OCCIDENTE
Exploración, producción Región

y mejoramiento de crudo. FAJA
Producción y compresión
de gas.
PROCESO DE
LAS OPERACIONES
AGUAS ARRIBA
GAS
PETRÓLEOÓLEO
AGUA

GRÁFICO • PROCESO DE LAS OPERACIONES AGUAS ABAJO
Producción de LGN, refinación, comercio y

suministro de crudo y productos refinados.
PROCESO DE LAS
OPERACIONES
AGUAS ABAJO
Mercadeo de
crudo y productos
en el mercado
internacional:
el Caribe, Estados
Unidos y Europa

V ISIÓN GENER A L DEL NEGOCIO ES T RUC T UR A ORG A NIZ ACIONA L
ESTRUCTURA ORGANIZACIONAL
Hasta el 31 de diciembre del año 1997, PDVSA condujo sus no petrolero para el apalancamiento y fortalecimiento del
operaciones en la República Bolivariana de Venezuela, a desarrollo endógeno e integral del Estado, a través de líneas
través de tres filiales operadoras principales: Lagoven, S.A., estratégicas señaladas en el Plan de Desarrollo Económico
Maraven, S.A. y Corpoven, S.A.; estas se fusionaron en una y Social de la Nación 2007-2013, bajo las premisas de
sola, a partir del 1° de enero de 1998, siguiendo la estrategia seguridad, soberanía económica y apoyo a los proyectos
corporativa de maximización de esfuerzos, renombrándose del Plan Siembra Petrolera.
la entidad como PDVSA Petróleo y Gas, S.A., e iniciando
un proceso de transformación de sus operaciones, con La estrategia organizacional para estas filiales no petroleras
el objetivo de mejorar su productividad, modernizar sus está supeditada al objeto social de cada una y al sector
procesos administrativos y aumentar el retorno de capital. económico al cual pertenecen. Actualmente se encuentran
en actividad las siguientes: PDVSA Agrícola, S.A; PDVSA
Posteriormente, en mayo de 2001, PDVSA Petróleo y Gas, Desarrollos Urbanos, S.A.; PDVSA Industrial, S.A.; PDVSA
S.A. cambió su denominación social y se convierte en Naval, S.A.; PDVSA Ingeniería y Construcción; PDVSA
PDVSA Petróleo, S.A., originándose otra modificación en Gas Comunal, S.A. y PDVSA TV, S.A.
la estructura organizacional de la Corporación, al pasar
la actividad relacionada con el manejo del gas natural no A partir de 2010 se inició la constitución de nuevas
asociado a una nueva filial: PDVSA Gas, S.A., concretándose empresas mixtas para la inversión y desarrollo de la FPO,
de manera exitosa la transferencia de personal, activos y en los bloques Carabobo y Junín.
campos operativos para finales del año 2002.
En 2012 se modificó la estructura de la función de
Entre los años 2005 y 2006, y en el marco de la Política Exploración y Producción, al agregársele las siguientes
de Plena Soberanía Petrolera e integración latinoamericana, direcciones ejecutivas: Nuevos Desarrollos Faja Petrolífera
la empresa constituyó dos filiales para materializar del Orinoco, Producción Faja Petrolífera del Orinoco,
los acuerdos energéticos suscritos con otros países de Apoyo y Gestión Faja Petrolífera del Orinoco, Proyecto
Centroamérica, Suramérica y el Caribe: PDVSA Caribe, S.A. Socialista Orinoco, Producción Oriente, Producción
y PDVSA América, S.A. Occidente, Exploración y Estudios Integrados; además
de la constitución de sus correspondientes gerencias
Paralelamente, durante ese lapso también se impulsa el operacionales y de apoyo, realineándose las empresas
proceso de evaluación de los mecanismos legales para mixtas, de acuerdo con su ubicación, en las Direcciones
finiquitar los llamados Convenios Operativos, lo cual Ejecutivas de Producción Oriente, Occidente y Faja
se materializa a partir del 1° de abril de 2006, a través Petrolífera del Orinoco. Estas modificaciones aumentaron
de la Corporación Venezolana de Petróleo (CVP), esta la flexibilidad operacional de la industria, así como su
acción estuvo orientada a retomar la soberanía nacional modelo gerencial.
y a apalancar la maximización de la renta del negocio. El
1°de mayo de 2007 fue nacionalizada la Faja Petrolífera En el último trimestre de 2013, la función de Exploración
del Orinoco (FPO), con el objetivo de consolidar la Plena y Producción creó la Dirección Ejecutiva Costa Afuera,
Soberanía Petrolera y orientar la reserva más grande del que a su vez se subdividió en dos gerencias generales:
planeta al desarrollo nacional; por lo que desde la CVP, División Costa Afuera Oriental y División Costa Afuera
se impulsó la migración de las antiguas asociaciones Occidental. Además, la estructura básica de otra de
estratégicas a empresas mixtas, con la mayoría accionaria y las direcciones ejecutivas de esta vicepresidencia,
el control del Estado venezolano. específicamente la de Producción Oriente, fue
modificada al agegarse dos gerencias generales: División
Para finales del año 2007, y durante 2008, la Corporación Furrial y División Punta de Mata.
inició la creación de las filiales que conforman el sector

En enero de 2014 la Filial Petrolera PDVSA Servicios los nuevos requerimientos de la organización. Bajo estas
Petroleros fue reorganizada con la finalidad de fortalecer mismas premisas, y también para esa fecha, la Gerencia
la interrelación y corresponsabilidad con los negocios Corporativa de Servicios Logísticos se transforma en la
de exploración, producción y gas, el parque de taladros Dirección Ejecutiva de Servicios Logísticos.
y los servicios especializados a pozos, para lo cual se
incluyeron seis Direcciones Ejecutivas de Servicios En marzo de 2015 PDVSA aprueba la creación de la
Petroleros: Región Faja; Región Occidente; Región Dirección Ejecutiva de Formación y Capacitación, cuyo
Oriente; Región Costa Afuera; Gas; e Internacional, principal objetivo es asegurar la formación integral, continua y
Filiales, Geofísica y Geodesia. permanente de los trabajadores y las trabajadoras, articulando
las dimensiones sociocognitivas; conocer, hacer, aprender a
Para el primer trimestre de 2014, fueron aprobadas ser y el convivir, en concordancia con los valores superiores
modificaciones a la estructura básica de la Dirección del ordenamiento jurídico y de actuación de la República
Ejecutiva de Producción de la Faja Petrolífera del Orinoco Bolivariana de Venezuela, lineamientos y necesidades
Hugo Chávez, en la cual las Gerencias de Recursos organizacionales de PDVSA, brindando programas de
Humanos; Asuntos Públicos; Seguridad Industrial e Higiene formación que contribuyan a la independencia y la soberanía
Ocupacional; Contratación; Desarrollo Social No Petrolero; nacional, al desarrollo humano integral para una existencia
Servicios Eléctricos; Ingeniería de Costos; Confiabilidad digna que supere las relaciones de explotación, la elevación
Operacional; Salud; así como las Direcciones Adjuntas de la productividad, el desarrollo de nuevas tecnologías,
de Logística y Ambiente, reportarán administrativa y la generación de conocimiento científico, la eficiencia, la
funcionalmente a las Direcciones Ejecutivas de Producción conciencia del deber social y la preservación de la madre
y de Nuevos Desarrollos de la FPO Hugo Chávez. Las tierra y la vida humana.
Unidades Básicas de Construcción para la Producción
(UBCP) reportarán directamente a la máxima autoridad Asimismo, en abril de 2015 se constituyó la Gerencia
del campo de producción que les corresponda, bien sea la Corporativa de Vivienda que coordina, a través de la
empresa mixta, división o distrito. Gran Misión Vivienda Venezuela, la adjudicación de
desarrollos habitacionales a los trabajadores de la industria;
En ese mismo lapso, el negocio de Exploración y Producción especialmente a aquellos que se encuentran en condiciones
de Occidente fue objeto de modificaciones en su estructura, de riesgo, vulnerabilidad o hacinamiento.
quedando de la siguiente forma: Dirección Ejecutiva
de Producción Occidente, a la que le deben reportar la En diciembre de 2015, como parte de un plan de revisión
Dirección Adjunta de Ambiente, la Dirección Adjunta de de procesos y estructuras de la Compañía, el cual está
Producción, la Dirección Adjunta del Nuevo Desarrollo orientado a concentrar esfuerzos principalmente sobre sus
Franquera Moporo La Ceiba (FRAMOLAC) y la Dirección filiales petroleras, la Asamblea de Accionista aprobó la
Adjunta de Infraestructura Operacional. desincorporación de la totalidad de las filiales no petroleras
y su transferencia al Accionista, a su valor en libros.
En el segundo trimestre de 2014, fue aprobada la estructura
organizativa de la Dirección Ejecutiva del Conglomerado Las filiales que se desincorporarán son: PDVSA América, S.A.;
Nacional Industrial Petrolero (CNIP); ente articulador entre PDVSA Industrial, S.A.; PDVSA Naval, S.A.; PDVSA Salud,
PDVSA y las empresas públicas, privadas, asociaciones y S.A.; PDVSA Agrícola, S.A.; PDVSA Gas Comunal, S.A.,
cooperativas vinculadas con las actividades petroleras, PDVSA Desarrollos Urbanos, S.A. y la Empresa Nacional de
gasíferas y petroquímicas, cuyo objetivo es crear una sólida Transporte, S.A. y las respectivas filiales de estas compañías.
plataforma industrial que ofrezca soporte a los planes de
producción y desarrollo de estos sectores. En este sentido, la En el año 2016, PDVSA creó un comité multidisciplinario
CNIP también apunta al aprovechamiento de oportunidades con el propósito de desarrollar y ejecutar planes mediante
de exportación a mercados internacionales. algunas acciones operativas, legales y financieras para la
desincorporación de las filiales no petroleras. Se estima
En diciembre de 2014 se aprueba la conversión de la completar el plan establecido por el Grupo para este proceso,
Gerencia Corporativa de Salud en la Dirección Ejecutiva en el segundo semestre de 2017. En diciembre de 2016,
de Salud, manteniendo la misma fuerza laboral de cuando el Ministerio creó un organismo que está facultado para la
estaba adscrita a la Dirección Ejecutiva de Recursos recepción de estas filiales y la culminación de este proceso
Humanos, pero adecuando su estructura organizacional a de transferencia.

V ISIÓN GENER A L DEL NEGOCIO E SVTI SRIUÓCNT G
UERNAEO
RRAG
L ADNEILZ N
AECG
I OONCAI O
L
En los estados financieros consolidados de PDVSA se se informó que posterior al cierre de la refinería, el complejo
presentan los saldos correspondientes a estas operaciones industrial funcionará como un terminal de almacenamiento
discontinuadas, lo que incluye su resultado, activos y pasivos, de hidrocarburos.
de forma separada a las operaciones continuas del negocio.
En Europa, PDVSA maneja sus actividades de refinación
En el primer trimestre de 2016, fue aprobada la nueva de petróleo y productos derivados a través de la filial PDV
estructura organizacional de la Dirección Ejecutiva de Europa B.V., la cual posee una participación accionaria de
Auditoría Fiscal; y fue creada la filial no petrolera PDV 50% de Nynas AB (Nynas); una compañía con operaciones
Servicios de Salud - Hospital Coromoto. En el segundo y en Suecia y en el Reino Unido, propiedad conjunta con
tercer trimestre fueron suscritas las estructuras organizativas Neste Oil. Por medio de Nynas, PDVSA refina petróleo,
de las siete unidades que conforman la Dirección Ejecutiva mercadea y transporta asfalto, productos especializados,
de Auditoría Fiscal. lubricantes y otros productos refinados.
En julio de 2016 se crea la estructura organizacional para el Como parte de sus operaciones en el Caribe, PDVSA cuenta
mantenimiento y organización de la Planta Eléctrica 100MW con participación en la Refinería Camilo Cienfuegos, a
Batalla Santa Inés, adscrita a la Dirección Ejecutiva de través de PDVSA Cuba, S.A., en la cual posee indirectamente
Proyectos de Nuevas Refinerías, Mejoradores y Terminales una participación accionaria de 49%, por medio de una
(DEPNRMT). En septiembre se aprueba la actualización de empresa mixta conformada con Comercial Cupet, S.A.
la estructura de la filial petrolera PDV Marina, para asegurar y en la Refinería Jamaica, a través de la empresa mixta
la optimización de sus operaciones. Petrojam LTD, la cual es propiedad de PDVSA en 49%.
Adicionalmente, tiene presencia en República Dominicana,
En el año 2016 PDVSA creó un comité multidisciplinario, con una participación accionaria de 49% en la Refinería
con el propósito de desarrollar y ejecutar planes mediante Dominicana de Petróleo (REFIDOMSA).
algunas acciones operativas, legales y financieras para la
desincorporación de las filiales no petroleras. Se estima En julio de 2015 se constituye la empresa mixta PDV Saint
completar el plan establecido por la Compañía para este Lucia LTD., con sede en Santa Lucía, conformada por PDV
proceso en el segundo semestre de 2017. En diciembre de Caribe, S.A. (con un 55% de participación accionaria) y
2016 el Ministerio creó un organismo que está facultado Petrocaribe Saint Lucia Limited (con un 45%). Su objetivo
para la recepción de estas filiales y la culminación de este es la explotación, exploración, transporte, importación
proceso de transferencia. de hidrocarburos y derivados, así como la realización de
actividades enfocadas en la promoción del desarrollo social
Durante el 2016, mediante publicaciones en Gaceta y económico.
Oficial y resoluciones del Accionista de la Compañía, se
decidió la desincorporación de ciertas filiales de PDVSA Asimismo, PDVSA cuenta con la filial Bonaire Petroleum
Industrial, S.A. Sin embargo, PDVSA mantuvo el control de Corporation N.V. (BOPEC), que posee un terminal de
las políticas operacionales y financieras de estas filiales. En almacenamiento, mezcla y despacho de petróleo y sus
consecuencia, al 31 de diciembre de 2016 aún se mantienen derivados, ubicada en Bonaire.
clasificadas como operaciones discontinuadas.
Con respecto a las filiales localizadas en el exterior, en

Estados Unidos de América PDVSA conduce sus operaciones
de refinación de crudo y mercadeo de productos refinados
y petroquímicos, a través de su filial PDVSA Holding
CITGO, con sede en Houston, Texas. PDVSA también posee
indirectamente 50% de Hovensa, por medio de PDVSA
Virgin Island, Inc. (PDVSA VI); una empresa mixta con Hess
Co. que procesa crudo en las Islas Vírgenes de Estados
Unidos. No obstante, en enero de 2012 HOVENSA L.L.C.,
afiliada de PDVSA, anunció el cese de las operaciones de
su refinería ubicada en la Provincia de Santa Cruz, Islas
Vírgenes de Estados Unidos de América. Del mismo modo,

ORGANIGRAMA • ESTRUCTURA DE LAS PRINCIPALES FILIALES DE PDVSA
PETRÓLEOS DE
VENEZUELA, S.A.
CORPORACIÓN
PDVSA VENEZOLANA PDV HOLDING INC. PDVSA V.I. INC. PROPERNYN B.V.
PETRÓLEO, S.A. PDVSA GAS, S.A. PDV MARINA, S.A.
DEL PETRÓLEO, (DELAWARE) (ISLAS VÍRGENES) (HOLLAND)
S.A (C.V.P)
PDVSA PETROLEUM
PDVSA **CITGO REFINERÍA ISLA, S.A. MARKETING
SERVICIOS, S.A. BARIVEN, S.A. INTEVEP, S.A. INGENIERÍA Y
HOLDING, INC. (CURAZAO) INTERNATIONAL
CONSTRUCCIÓN, S.A. PETROMAR A.V.V.
PDVSA MARKETING
PDV INSURANCE CO.
INTERNATIONAL PMI
COMMERCIT COMMERCHAMP PDVSA TV, S.A. (BERMUDAS)
ARUBA, A.V.V.
PDVSA PDVSA PDVSA

INDUSTRIAL, S.A. NAVAL, S.A. AGRÍCOLA, S.A.
PDVSA
PDVSA PDVSA
DESARROLLOS
GAS COMUNAL, S.A. AMÉRICA, S.A.
URBANOS, S.A.
VENEZUELA
ESTADOS UNIDOS
EUROPA
CARIBE
Nota: en esta estructura se presentan las filiales de primera línea de Petróleos de Venezuela, S.A. y la filial CITGO Holding INC.
* Filiales en condiciones de operaciones discontinuadas.
** Filial de segunda línea

V ISIÓN GENER A L DEL N EG OCV GN
I OI S I Ó O BGIEENRENROA L
C ODREP
L ONREAT
G OICVIOO
GOBIERNO CORPORATIVO
Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) es una empresa Junta Directiva

nacional profundamente comprometida con el pueblo
venezolano, cuyo objetivo es asegurar el manejo La Junta Directiva es el órgano administrativo de la
transparente, eficiente y adecuado de los recursos del Corporación, con las más amplias atribuciones de
administración y disposición, sin otras limitaciones que las
Estado, bajo principios profesionales y éticos, en beneficio
que establezca la ley y los estatutos sociales de PDVSA. Es
de los intereses de la República; por medio de un conjunto
de normas que regulan la estructura y el funcionamiento responsable de convocar las reuniones con el accionista,
de la entidad. preparar y presentar los resultados operacionales y
financieros al cierre de cada ejercicio económico; así como,
PDVSA cuenta con una estructura de gobierno corporativo la formulación y seguimiento de las estrategias operacionales,
que asegura la adecuada toma de desiciones: económicas, financieras y sociales, de conformidad con
lo previsto en la Cláusula Decimosexta del Documento
Constitutivo – Estatutos.
Asamblea de Accionistas
El 29 de enero de 2017 el Presidente de la República Bolivariana
La Asamblea de Accionistas es el órgano soberano
de Venezuela, mediante el Decreto N° 2.703, publicado en la
de la Corporación que ejerce la suprema dirección y
Gaceta Oficial de la República Bolivariana de Venezuela N°
administración de PDVSA. Representa la universalidad de
41.174, nombró a la actual Junta Directiva de PDVSA.
las acciones y sus decisiones, las cuales, dentro de los límites
de sus facultades, son obligatorias para la Corporación, Comité Ejecutivo
mediante disposiciones emitidas en las Asambleas
Ordinarias o Extraordinarias. El Comité Ejecutivo es el órgano administrativo de gobierno
inmediatamente inferior a la Junta Directiva de PDVSA. Este
Entre las principales atribuciones de la Asamblea comité posee las mismas atribuciones y competencias de la
de Accionistas se encuentran conocer, aprobar o Junta Directiva, según la Resolución de la Junta Directiva N°
improbar el informe anual de la Junta Directiva, los 2008-20 del 12 de septiembre de 2008, salvo en lo relativo a
estados financieros y los presupuestos consolidados la aprobación del presupuesto, informe de gestión y cualquier
de inversiones y de operaciones de PDVSA y de las otra decisión vinculada al endeudamiento de la Corporación,
sociedades o entes afiliados. Asimismo, esta asamblea las cuales deben ser ratificadas por la Junta Directiva, para que
señala las atribuciones y deberes de los miembros de la surtan efectos legales.
Junta Directiva, dicta los reglamentos de organización
interna, conoce el Informe del Comisario Principal y El Comité Ejecutivo está conformado por el Presidente de
designa su suplente. Petróleos de Venezuela, S.A., quien lo presidirá, así como por los
vicepresidentes y directores internos, en calidad de miembros
y los directores externos que representan a los trabajadores en
calidad de miembros.

TABLA • GOBIERNO CORPORATIVO
COMITÉS ASAMBLEA DE ACCIONISTAS

• Planificación y Control DE PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. (PDVSA) Y SUS FILIALES
• Exploración, Producción y Gas
• Operaciones de Refinación y
Comercio y Suministro
JUNTA DIRECTIVA
• Comercio y Suministro
• Operativo de Automatización,
Informática y Telecomunicaciones Presidencia
• Operativo de Ambiente
• Operativo de Seguridad Industrial e
Higiene Ocupacional Vicepresidencia
Ejecutiva
• Recursos Humanos
• Operativo para Sector no Petrolero
• Dirección de Proyectos y Vivienda
Vicepresidencia Vicepresidencia de Vicepresidencia de Vicepresidencia de
Vicepresidencia Vicepresidencia Vicepresidencia
• Auditoría de Exploración y Asuntos Comercio y Planificación
de Refinación de Finanzas de Gas
Producción Internacionales Suministro e Ingeniería
• Investigación y Control
• Revisión de la situación de la deuda
en dólares puros con empresas de
servicios Directores Directores
• Seguimiento y Control de los Fondos Internos Externos
de Financiamiento con la República
Popular China
• Financiamiento de Proyectos de
Exploración y Producción
• Operativo para la Reorganización
y Optimatización de la Estructura
Administrativa y Funcional de
DIRECCIONES EJECUTIVAS COMITÉ EJECUTIVO
Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA)
• Producción FPO • Presidencia
y sus filiales
• Apoyo y Gestión FPO • Vicepresidencia Ejecutiva
• Comité Legal de Alto Nivel
GERENCIAS CORPORATIVAS • Nuevos Desarrollos FPO • Vicepresidencia de
Exploración y Producción
• Producción Oriente
• Vicepresidencia de Refinación
• Producción Occidente
• Secretaría de Entes Corporativos
• Vicepresidencia de Finanzas
• Exploración y Estudios Integrados de Yacimientos
• Prevención y Control de Pérdidas
• Vicepresidencia de
• Comercio y Suministro
• Asuntos Públicos Asuntos Internacionales
• Planificación Financiera
• Logística • Vicepresidencia de
• Costos, Evaluaciones Económicas y Contrataciones Comercio y Suministro
• Asistencia a la Presidencia
• Presupuesto y Control • Vicepresidencia de
• Proyectos Especiales
• Tesorería Planificación e Ingeniería
• Relaciones Institucionales y
Gestión de Planes de Salud • Planificación • Directores Internos
• Salud Integral • Recursos Humanos • Directores Externos

(Los Directores Externos que
• Ambiente
representan a los Trabajadores)
• Seguridad Industrial e Higiene Ocupacional
• Salud
•Consultoría Jurídica • Auditoría Interna
•Oficina Apoyo al Comisario • Auditoría Fiscal

• Automatización, Informática y
Telecomunicaciones
• Desarrollo Territorial

V I S I Ó N G E N E R A L D E L N E G O CVIIOS I ÓGNOGBEI N
ER NA
ER O LCD
OERLP N
OERGAT
O CI V
IOO
TABLA • JUNTA DIRECTIVA
EULOGIO DEL PINO, Presidente.
MARIBEL DEL CARMEN PARRA, Vicepresidenta Ejecutiva.
NELSON FERRER, Vicepresidente de Exploración y Producción y Director Interno.
GUILLERMO BLANCO, Vicepresidente de Refinación y Director Interno.
SIMÓN ZERPA, Vicepresidente de Finanzas y Director Interno.
DELCY RODRÍGUEZ, Vicepresidenta de Asuntos Internacionales y Directora Interna.
YSMEL SERRANO, Vicepresidente de Comercio y Suministro y Director Interno.
MARIANNY GÓMEZ, Vicepresidenta de Planificación e Ingeniería y Directora Interna.
CÉSAR TRIANA, Vicepresidente de Gas y Director Interno.
YURBIS GÓMEZ, Directora Externa.
RICARDO LEÓN, Director Externo.
RODOLFO MARCO TORRES, Director Externo.
RICARDO MENÉNDEZ, Director Externo.
WILS RANGEL, Director Externo.

GERENCIAS CORPORATIVAS
RECURSOS HUMANOS
El personal que labora en PDVSA se ha convertido en un ente articulador que combina la responsabilidad de aportar la
experiencia técnica, la fortaleza política, la conciencia revolucionaria y el compromiso con el país. En este sentido, sus
líneas y directrices de acción derivan de la Ley del Plan de la Patria 2013-2019 y de la propia industria, que mediante
la implementación de su Plan Estratégico Socialista (PES) 2016-2025, (desarrollado con la participación de todo nuestro
personal), definió las bases rectoras sobre las cuales se enmarca la misión de recursos humanos, fundamentada en tres
conceptos: recuperar, sostener y crecer. A partir de allí, se reconoce que trabajador e industria es un factor interdependiente
que potencia el sentido de pertenencia e incrementa la identidad y el compromiso recíproco en los ámbitos local,
nacional e internacional.
Para asegurar el cumplimiento de estas bases rectoras, nuestro sostén principal es la gestión directa y democrática de la
clase trabajadora, que abarca todo el proceso social del trabajo, con el propósito de profundizar la conciencia socialista.
De este gran lineamiento se desprenden otras acciones orientadas a promover la toma de decisiones colectivas, para que
se dinamicen los canales de comunicación y se faciliten las tareas de seguimiento y control.
A continuación se presenta la evolución de la fuerza laboral de PDVSA, entre los años 2012 y 2016:
TABLA • EVOLUCIÓN HISTÓRICA FUERZA LABORAL NACIONAL E INTERNACIONAL DE PDVSA AÑOS 2012 A 2016
Número de trabajadores 2016 2015 2014 2013 2012
Venezuela 110.648 114.259 116.806 113.369 106.465
Exterior 4.535 4.979 4.946 4.919 4.877
Total fuerza laboral petrolera 115.183 119.238 121.752 118.288 111.342
Fuerza laboral no petrolera 31.043 30.794 30.320 22.338 20.744
Total trabajadores de PDVSA 146.226 150.032 152.072 140.626 132.086
Fuerza laboral 22.679 21.284 25.698 16.168 15.603

contratistas (petrolera)
Nota: mayor información sobre la gestión de Recursos Humanos se encuentra en el Balance de la Gestión Social y Ambiental de PDVSA 2016.


P L A N E S T R AT É G I C O
PLAN ESTRATÉGICO
PLAN ESTRATÉGICO SOCIALISTA
(PES) 2016-2025
El Plan Estratégico Socialista apunta hacia la profundización • Estrategia integral de dilución de crudo pesado y
del socialismo, con la participación activa de los trabajadores extrapesado, maximizando la producción de merey-16,
y el propósito de humanizar la empresa, poniendo en práctica como segregación de comercialización bandera de
el principio de diversificación de la economía del país, a Venezuela.
través del motor hidrocarburo que forma parte de la Agenda
Económica Bolivariana. Para ello, se establece la alineación • Maximización de la utilización de la infraestructura
de la infraestructura de la empresa con la base de recursos actual, a nivel del complejo de mejoramiento y de la
existente, así como la optimización de los costos operativos, planta de mezcla de Jose, balanceando la producción de
jerarquización de las inversiones y financiamientos, priorizando DCO a su mayor capacidad.
el impulso de las capacidades nacionales y el franco desarrollo
• Maximizar el procesamiento de crudo pesado vía
de las tecnologías propias. Entre otras estrategias se plantea
merey 16, así como la ejecución de proyectos de
alcanzar un balance de la demanda de bienes y servicios,
adecuación de las refinerías nacionales.
así como la sustitución de importaciones y el impulso de las
exportaciones no tradicionales.
• Recuperar la infraestructura de las refinerías para
garantizar el abastecimiento al mercado interno,
PDVSA es la base fundamental para la diversificación de la
manteniendo la confiabilidad y la continuidad en las
economía en el país, orientada a convertir a Venezuela en el
operaciones. En el mediano plazo, adecuar el parque
principal proveedor de crudos pesados a nivel mundial y de
refinador nacional alineado con la base de recursos
gas en la región, con una visión socialista y responsabilidad
existente.
ambiental. Actualmente está pasando por una transición
histórica de una empresa con base de recursos liviano/
• Recolección de gas del norte de Monagas, la FPOHC
mediano, al desarrollo de crudos pesados/extrapesados,
y Occidente: implantar los proyectos de optimización y
apuntando a la maximización y valorización del gas que
manejo de gas a corto y mediano plazo, con el objetivo
permita darle un impulso al desarrollo endógeno. Para
de contar con la infraestructura de superficie necesaria
ello se prevé la ejecución de proyectos bajo esquemas
que permita por un lado garantizar el volumen y calidad
alternativos que aseguren su cumplimiento en tiempo y
de la entrega de gas rico, a las plantas de extracción de
costo, optimizando los nuevos esquemas de infraestructura,
LGN en el oriente del país, por otro lado incrementar
para el manejo de volúmenes de crudo y gas, jerarquizando
la oferta de gas no asociado y el suministro de gas al
el uso de capitales y financiamientos.
mercado interno. El incremento en la producción de
LGN y de líquidos del gas natural, permitirá reducir la
importación de propano.
Líneas estratégicas del PES
• Desplazamientos de líquidos a través del incremento
Las grandes líneas estratégicas desarrolladas en el PES se del suministro de gas metano al sector eléctrico, con la
centran en: finalidad de sustituir combustibles líquidos y contribuir
con la disminución del contrabando de diésel, generando
• Búsqueda de fuentes alternativas de crudo liviano con ahorros a la nación.
bajos costos de exploración, así como el incremento
del factor de recobro de aquellos yacimientos con • Desarrollo del cinturón gasífero en Venezuela,
segregaciones críticas y del factor volumétrico de promoviendo la evolución de las reservas e impulso de
reemplazo. nuevas licencias de gas costa afuera.
• Garantizar el suministro de segregaciones claves de • Desarrollo de oportunidades de exportación de gas

liviano / mediano de Occidente que alimentan el sistema para el Caribe y América del Sur, con el suministro de
de refinación nacional. gas a Aruba y Curazao, vía gasoductos; así como la

P L A N E S T R AT É G I C O
factibilidad de proyectos de Gas Natural Licuado (GNL) • Incremento de capacidad del mejorador Petromonagas
a pequeña escala. y Petro San Félix.
• Optimizar el uso de la flota de buques propios para el • Incremento de capacidad planta de mezcla Jose.
cabotaje de crudos, con la consecuente disminución del
uso de buques fletados a terceros. • Manejo producción nuevos desarrollos Junín.
Proyectos estructurantes asociados a la cadena • Centro Operativo Producción Furrial.

de valor del negocio del petróleo:
• Recuperación secundaria Pirital y Carito.
Los principales proyectos que se acometerán para alcanzar
• Conservación y utilización gas Carito.
los objetivos estratégicos y sustentar el plan, se mencionan
a continuación:
• Logística lacustre.
• Recuperación de los mejoradores Petrocedeño, Petro
• Líneas troncales (crudo - gas) Occidente.
San Félix, Petropiar y Petromonagas.
• Compresión y manejo de gas Occidente.
• Planta de Mezcla Jose
• Adecuación del CRP y RELP.
• Oleoducto Patio Tanque Oficina – Centro Operativo
Bare Ayacucho • Conversión media y profunda de RPLC.
• Patio de Tanque Morichal. Proyectos asociados a la cadena de valor del negocio de gas:
• Patio de Tanque y Oleoducto Oficina. • Mantenimiento de la producción de LGN.
• Mejora confiabilidad eléctrica • Nueva infraestructura de transporte y suministro de gas

al sector eléctrico.
• Recuperación de Capacidad del Terminal de Almacenamiento
y Embarque de Jose (TAEJ). • Proyecto Complejo Industrial Gran Mariscal de
Ayacucho (CIGMA).
• Incremento de Capacidad del Terminal de Almacenamiento
y Embarque de Jose (TAEJ).

P R I N C I PA L E S A C T I V I DA D E S
PRINCIPALES ACTIVIDADES
EXPLORACIÓN
P R I N C I PA L E S A C TPI R
V IIN
DAC IDPA
E SL E S EAXCPTLIO
VR A CD
I DA I ÓENS
EXPLORACIÓN
Como resultado de la gestión llevada a cabo por la exploración durante el año 2016, se logró someter ante el Ministerio
del Poder Popular de Petróleo un volumen de reservas de 37 MMBls de crudo y 692 MMMPC de gas, asociadas a reservas
por descubrimientos, debido a la perforación de los pozos exploratorios en profundidad: LOL-3X, CHL-11X, J-503, RM-
52, LO-7, ARA-31 en oriente.
Adicionalmente, se validó un volumen de reservas probables de 301 MMBls de crudo y 197 MMMPC de gas, correspondiente
a los pozos: CHL-11X y BLC-1E, ubicados en Oriente y Boyacá, respectivamente, superando ampliamente las expectativas
de incorporación para el año 2016.
TABLA • ESFUERZO DE EXPLORACIÓN APROBADAS (RESERVAS PROBADAS Y PROBABLES)
Total
Probadas Probables (Probadas + Probables)
Área Localización Pozo
MMBls. MMMPCG MMBls. MMMPCG MMBls. MMMPCG
Roblote Suroeste -BX LOL-3X 2 87 - - 2 87
Chaguaramal Sur-AX CHL-11X 7 22 8 26 15 48

Oriente
DL – J496X J-503 8 19 - - 8 19
RG-NA RM-52 14 468 - - 14 468
Loma 2-A LO-7 4 66 - - 4 66
Ara - C ARA-31 1 30 - - 1 30
Boyacá Balconcito - 1E BLC-1E - - 293 171 293 171
Total nación 37 692 301 197 338 889
En cuanto a los proyectos de estudios exploratorios durante el año 2016, la actividad estuvo centrada en la revisión,
identificación y maduración de nuevas oportunidades para incorporar y actualizar la base de recursos de exploración
y localizaciones exploratorias que soportan el plan a corto y mediano plazo, con el fin de identificar los volúmenes de
hidrocarburos requeridos.
Al cierre del período, se ejecutaron 22 proyectos nacionales: 14 en tierra, tres en Costa Afuera y cinco proyectos especiales,
con expectativas asociadas de 33.445 MMBls de crudo y 92.003 MMMPC de gas. Adicionalmente, se ejecutaron dos
proyectos de estudio en el ámbito internacional con Bolivia y Cuba, los cuales permitirán investigar volúmenes importantes
de hidrocarburos líquidos y gaseosos, con expectativas asociadas de 3.685 MMBls de crudo y 26.231 MMMPC de gas.

Al cierre del año se culminaron los siguientes proyectos: 3. Reexploración Oriente: como resultado se sometieron
ante el Ministerio del Poder Popular de Petróleo, las
1. Evaluación del Sistema Petrolífero Monagas: como reservas primarias por descubrimiento de los yacimientos
resultado se generó la base de recursos de oportunidades SJNA RM005 2, de la Formación San Juan y MERR RM005
para la subcuenca de Maturín, con la incorporación de tres 2, de la Formación Merecure, generadas por la perforación
plays y la modificación de tres ya existentes, con expectativas del pozo RM-52, ubicado en el campo Santa Rosa,
de 257 MMBls de crudo y 450,55 MMMPC de gas. municipio Anaco, estado Anzoátegui, con un volumen
total de contribuciones de reservas probadas de 14 MBN
2. Estudio Especial de Factibilidad Técnica para Licitación
de petróleo y 468 MMPCN de gas.
de Bloques Exploratorios en la Fachada Atlántica: dentro de
los resultados alcanzados se encuentra la elaboración de tres 4. Proyecto Internacional Bolivia: una vez realizada la
mapas estructurales en tiempo al tope de: cretácico, intra evaluación del pozo se evidenció agua de formación en
mioceno y próximo al tope del plioceno. Calibración de los las dos primeras pruebas; la última no aportó resultados
pozos: dorado-1x, orinoco-1x, guarao-1x, cocuina-1x, tajalí- satisfactorios, por la baja permeabilidad en la formación;
1x y loran-1x; resumen del marco cronoestratigráfico para por lo tanto, se realizó el abandono oficial del pozo en
el área de estudio, basado en la identificación de tres fases concordancia con las normativas bolivianas.
tectónicas principales: rift, margen pasivo y margen activo.
La actividad de perforación exploratoria es de diez pozos trabajados, de los cuales dos están completados (LOL-3X, CHL-
11X), dos suspendidos (BLC-1E, CEI-12X), tres en evaluación (LLM-4, FRA-36 y FRA-37X), uno en perforación (LLM-3X) y
dos abandonados (ORC-41X, TOM-39).
TABLA • ACTIVIDAD DE PERFORACIÓN
Actividad de perforación 2016 2015 2014 2013 2012
Pozos completados 2 - 6 4 2
Pozos suspendidos 2 2 - - -
Pozos en evaluación 3 1 1 - 1
Pozos en progreso 1 8 4 3 5
Pozos secos o abandonados 2 - - 2 1
Total pozos exploratorios 10 11 11 9 9
Pozos de arrastre 2 2 3 6 4
Adicionalmente, se trabajó en siete pozos reexploratorios, de los cuales cinco están completados (LOL-07, ARA-31, RM-
52, RM-50 y RG-305) y dos suspendidos (MGB-Horcón-1X, RG-310).
TABLA • ACTIVIDAD DE REEXPLORACIÓN
2015 Actividad de reexploración 2016
3 Pozos completados 5
- Pozos suspendidos 2
2 Pozos en evaluación -
1 Pozos en progreso -
1 Pozos secos o abandonados -
7 Total pozos 7

RESERVAS
RESERVAS
Todas las reservas de crudo y gas natural situadas en el territorio venezolano son propiedad de la República, estimadas por
PDVSA y oficializadas por el Ministerio del Poder Popular de Petróleo, siguiendo el Manual de Definiciones y Normas de
Reservas de Hidrocarburos establecidas por este ente oficial, cuyas normas no solo incluyen procedimientos específicos
para el cálculo de reservas, sino también aquellos necesarios para el debido control de la información requerida por la
nación. Estos procedimientos son los mismos que se utilizan a escala mundial, de manera que los valores declarados sean
comparables con diferentes países.
Reservas de crudo
Los niveles de las reservas probadas de crudo durante el año 2016, se ubicaron en 302.250 MMBls; un aumento de 1.372
MMBls respecto a 2015. Este incremento es originado principalmente a las nuevas incorporaciones por revisiones en la
FPO Hugo Chávez
La siguiente tabla muestra el balance de reservas de crudo al 31 de diciembre de 2016:
TABLA • BALANCE DE RESERVAS DE CRUDO (MMBls)
Reservas probadas de crudo MMBls 2016 2015 2014 2013 2012
Saldo inicial de reservas probadas 300.878 299.953 298.353 297.735 297.571
Incorporación reservas de crudo
Descubrimientos 49 62 201 162 123
Revisiones 2.222 1.864 2.414 1.512 1105
Extensión 2 - - - -
(+) Total incorporaciones ¹ 2.273 1.926 2.615 1.674 1.228
(-) Producción 901 1.001 1.015 1.056 1.064
Reservas probadas de crudo 302.250 300.878 299.953 298.353 297.735
¹Estas incorporaciones representan una tasa de reemplazo de reservas de crudo, que indica los barriles incorporados por cada barril producido: 252%
para el (2016), 192% (2015), 258% (2014), 159% (2013) y 116% (2012). Las variaciones son el resultado, en algunos casos, de las revisiones de las tasas
esperadas de la recuperación de petróleo en sitio y del uso de tecnología de recuperación secundaria en los yacimientos de petróleo.

P R I N C I PA L E SPA
R CI N
TCI V I DA
I PA L EDSEAS C TRI V
E SI DA
E RD
VAES
La siguiente tabla muestra las reservas probadas y las reservas probadas desarrolladas de crudo:
TABLA • RESERVAS PROBADAS DE CRUDO DE LA REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA (MMBls)
Reservas probadas de crudo MMBls 2016 2015 2014 2013 2012
Gas húmedo 2 2 0,2 0,2 0,2
Condensado 2.497 2.342 2.357 2.384 2.618
Liviano 10.743 10.609 10.493 10.331 10.390
Mediano 9.538 9.716 9.672 9.742 9.786
Pesado 18.217 18.688 18.692 17.597 17.805
Extrapesado 261.253 259.521 258.739 258.299 257.136
Total petróleo 302.250 300.878 299.953 298.353 297.735
Relación de reservas/producción (años) 335 301 296 282 280
Reservas probadas desarrolladas de crudo MMBls 2016 2015 2014 2013 2012
Gas húmedo 1 1 0,1 0,1 0,1
Condensado 535 543 565 615 639
Liviano 1.711 1.693 1.786 1.829 1.891
Mediano 1.911 1.862 1.725 1.911 2.071
Pesado 4.755 4.574 4.524 4.621 4.321
Extrapesado 4.031 4.257 4.326 3.984 4.053
Total crudo 12.944 12.931 12.926 12.960 12.975
Porcentaje del total de reservas

desarrolladas vs. total de 4% 4% 4% 4% 4%
reservas probadas
La siguiente tabla muestra las reservas probadas, las reservas probadas desarrolladas y la producción de crudo con respecto
a la producción de las cuencas geológicas del país, al 31 de diciembre de 2016:
TABLA • RESERVAS Y PRODUCCIÓN DE CRUDO DE LA REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
Probadas Producción3 Relación reservas

Cuenca Probadas desarrolladas 2016 probadas / producción
(MMBls al 31/12/2016) (MBD) (años)
Maracaibo-Falcón 20.045 5.159 597 92
Barinas-Apure 1.093 195 27 111
Oriental ¹ 280.769 7.590 1.839 417
Carúpano 343 - - -
Total 2 302.250 12.944 2.463 335
¹ La Faja Petrolífera del Orinoco Hugo Chávez, que forma parte de la Cuenca Oriental, tiene reservas que ascienden a 272.252 MMBls de crudo, de las
cuales 93 MMBls son de petróleo condensado, 2 MMBls de gas húmedo, 1.645 MMBls corresponden a crudo liviano, 1.236 MMBls a crudo mediano,
8.029 MMBls a crudo pesado y 261.247 MMBls a crudo extrapesado.
² Crudo extrapesado: reservas probadas de 261.253 MMBls, reservas probadas desarrolladas por 4.031 MMBls, producción de 1.004 MBD, para una
relación de reservas probadas/producción de 711 años.
³No incluye condensado de planta.

La siguiente tabla muestra las reservas y producción anual para cada uno de los principales campos de petróleo de
Venezuela, producidos por PDVSA, al 31 de diciembre de 2016:
TABLA • RESERVAS PROBADAS Y PRODUCCIÓN DE LOS PRINCIPALES CAMPOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2016
Relación de
Reservas reservas
Año del Producción
Nombre del campo Ubicación (estado) probadas probadas/
descubrimiento (MBD) (MMBls) producción
(años)
ZUATA PRINCIPAL Anzoátegui 1.985 268 52.501 535
CERRO NEGRO Anzoátegui 1.979 202 31.884 431
CERRO NEGRO Monagas 1.979 294 24.422 227
ZUATA NORTE Anzoátegui 1.981 20 9.602 1.287
UVERITO Monagas 1.979 1 9.554 25.084
HUYAPARI Anzoátegui 1.979 147 6.440 120
BARE Anzoátegui 1.950 49 1.824 101
DOBOKUBI Anzoátegui 1.981 73 2.011 76
JOBO Monagas 1.953 5 1.301 691
MELONES Anzoátegui 1.955 18 1.111 165
TÍA JUANA LAGO Zulia 1.925 67 2.777 114
BLOQUE VII: CEUTA Zulia 1.956 57 2.067 99
BACHAQUERO LAGO Zulia 1.930 31 1.565 138
URD. OESTE LAGO Zulia 1.955 39 1.361 94
BOSCÁN Zulia 1.945 97 1.431 40
LAGUNILLAS LAGO Zulia 1.913 33 1.126 95
TÍA JUANA TIERRA Zulia 1.925 20 1.124 151
LAGUNILLAS TIERRA Zulia 1.913 35 913 71
URD. ESTE LAGO Zulia 1.955 3 529 457
BLOQUE III: CENTRO Zulia 1.957 4 503 331
SANTA BÁRBARA Monagas 1.993 137 1.360 27
MULATA Monagas 1.941 147 1.453 27
EL FURRIAL Monagas 1.986 156 861 15
OROCUAL Monagas 1.958 12 615 145
TRAVI Monagas 2.004 3 451 451
EL CARITO Monagas 1.988 38 113 8
BOQUERÓN Monagas 1.989 4 198 139
JUSEPÍN Monagas 1.944 15 200 35
COROCORO Sucre 1.998 27 135 13

P R I N C I PA L E SPARCI T
N ICVI PA
I DA
L EDSE A
S C TRI EVSI E
DAR VA
D ESS
Reservas de gas natural
La República cuenta con reservas probadas de gas natural que ascienden a 202.698 MMMPC (34.948 MMBpe), al cierre
del año 2016, de los cuales 67.338 MMMPC (11.610 MMBpe) están asociados a la FPO Hugo Chávez; razón por la cual
se confirma que las arenas existentes allí no son bituminosas sino petrolíferas. Por otra parte, del total de reservas probadas
de gas natural 37.218 MMMPC (6.417 MMBpe) están asociadas a crudo extrapesado presente en la cuenca Oriental. Las
reservas de gas natural de Venezuela son en su mayoría gas asociado, el cual se produce conjuntamente con el crudo. Una
alta proporción de estas reservas probadas, son desarrolladas.
Durante el año 2016, se inyectaron 820 MMMPC con el fin de mantener la presión de algunos yacimientos, lo que equivale
a 29% del gas natural producido (2.838 MMMPC).
La siguiente tabla muestra el balance de reservas de gas natural, al 31 de diciembre de 2016:
TABLA • BALANCE DE RESERVAS DE GAS NATURAL (MMMPC)
Reservas probadas de gas (MMMPC) 2016 2015 2014 2013 2012
Saldo inicial de las reservas probadas 201.349 198.368 197.089 196.409 195.234
Incorporación reservas de gas
Descubrimientos 748 1.349 459 667 306
Revisiones 2.616 3.490 2.555 1.628 2.441
Extensión 3 - 7 - -
(+) Total incorporaciones 3.367 4.839 3.021 2.295 2.747
(+) Inyección 820 895 910 1.014 1.057
(-) Producción 2.838 2.753 2.652 2.629 2.629
Reservas probadas de gas 202.698 201.349 198.368 197.089 196.409
La siguiente tabla muestra las reservas probadas y las reservas probadas desarrolladas de gas natural:
TABLA • RESERVAS PROBADAS DE GAS DE LA REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
Reservas probadas de gas 2016 2015 2014 2013 2012
Gas natural (MMMPC) 202.698 201.349 198.368 197.089 196.409
Gas natural (MMBpe) ¹ 34.948 34.715 34.201 33.981 33.864
Reservas probadas desarrolladas
Gas natural (MMMPC) 39.341 39.350 37.731 39.135 39.252
Gas natural (MMBpe) ¹ 6.783 6.784 6.505 6.747 6.768
Porcentaje del total de reservas desarrolladas

vs. total de reservas probadas
Gas natural 19% 20% 19% 20% 20%
¹Factor de conversión 5,8 MPC/Bl

La siguiente tabla muestra las reservas probadas y producción de gas con respecto a la producción de las cuencas
geológicas del país, al 31 de diciembre de 2016:
TABLA • RESERVAS Y PRODUCCIÓN DE CRUDO DE LA REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
Probadas Producción Relación reservas

Cuenca Probadas desarrolladas 2016 probadas / producción
MMBpe (MBDpe) (años)
Gas natural
Maracaibo-Falcón 8.274 1.547 163 139
Barinas-Apure 131 14 6 58
Oriental ¹ 24.064 5.222 782 84
Carúpano 2.479 - - -
Total gas natural 34.948 6.783 951 100
1
Incluye las reservas probadas de gas natural en la FPO Hugo Chávez, estimadas en 11.610 MMBpe al 31 de diciembre de 2016.
Nuevos descubrimientos de hidrocarburos
La Nueva PDVSA Socialista, a través de su Dirección Ejecutiva de Exploración y Estudios Integrados de Yacimientos, continúa
en su firme propósito de descubrir e incorporar nuevas reservas de hidrocarburos y generar planes óptimos de explotación
de yacimientos, mediante la ejecución de proyectos exploratorios y desarrollo de estudios integrados de yacimientos. En el
año 2016 se destaca la incorporación por el descubrimiento de 19 yacimientos, como resultado de los estudios efectuados
en el campo La Concepción, en la cuenca Maracaibo-Falcón; los campos Santa Rosa, San Roque, Las Ollas, Jusepín, Las
Mercedes y El Toco en la cuenca Oriental; y finalmente en la FPO Hugo Chávez, el campo Sinco perteneciente a la cuenca
Barinas-Apure. Estos yacimientos incorporan a la nación un volumen de 49 MMBls de crudo y 748 MMMPC de gas, de los
cuales 37 MMBls de crudo y 692 MMMPC de gas, son producto del esfuerzo exploratorio; mientras que 12 MMBls de crudo
y 56 MMMPC de gas, corresponden al desarrollo de los estudios integrados de yacimientos y empresas mixtas.

PRODUCCIÓN
PRODUCCIÓN
La producción fiscalizada de crudo más LGN de la nación, atribuible a PDVSA para el año 2016, fue de 2.571 MBD. Se
divide de la siguiente manera:
TABLA • PRODUCCIÓN FISCALIZADA DE CRUDO Y LGN PARA EL PERÍODO TERMINADO AL 31 DE DICIEMBRE, EN MILES DE BARRILES POR DÍA (MBD)
Producción 2016 2015 2014 2013 2012
Dirección Ejecutiva de Producción Oriente 652 781 846 941 1.032
Gestión propia 640 767 829 882 971
Empresas mixtas 12 14 17 59 61
Dirección Ejecutiva de Producción Costa Afuera 43 35 38 - -
Empresas mixtas 43 35 38 - -
Dirección Ejecutiva de Producción Occidente 585 707 750 776 799
Gestión propia 271 365 452 484 533
Dirección Ejecutiva de Producción Faja 1.196 1.265 1.229 1.274 1.174
Gestión propia 493 503 447 495 417
Dirección Ejecutiva de Producción 81 55 17 - -

Nuevos Desarrollos FPO
Empresas mixtas 81 55 17 - -
PDVSA Gas 14 20 19 24 29
Total producción nación 2.571 2.863 2.899 3.015 3.034

P R I N C I PA L E S A CPTRI IVNI C
DA D EL SE S APCRTOI D
I PA VU C CD
I DA I ÓENS
En promedio, durante el año 2016 la producción total de gas natural de la nación fue de 7.926 MMPCD, de los cuales
2.260 MMPCD fueron inyectados con el fin de mantener la presión de los yacimientos. La producción neta de gas natural
fue de 5.666 MMPCD (977 MBpe).
La siguiente tabla resume la producción promedio de crudo y de gas natural de PDVSA, por tipo, cuenca, precio de venta y costo de
producción promedio, para el período especificado:
TABLA • PRODUCCIÓN DE PDVSA, PRECIO DE VENTA Y COSTO DE PRODUCCIÓN PROMEDIO EN EL PERÍODO TERMINADO AL 31 DE DICIEMBRE, EN MILES DE BARRILES POR DÍA (MBD)
Producción de petróleo (MBD) 2016 2015 2014 2013 2012
Condensado 88 93 110 116 107
Liviano 313 374 416 469 487
Mediano 573 682 619 637 875
Pesado + extrapesado 1.492 1.597 1.640 1.677 1.441
Total petróleo 2.466 2.746 2.785 2.899 2.910
Líquidos del gas natural 105 117 114 116 124
Total petróleo y LGN 2.571 2.863 2.899 3.015 3.034
Gas natural (MMPCD)
Producción bruta 7.926 7.756 7.422 7.395 7.327
Menos: reinyectado 2.260 2.460 2.604 2.779 2.871
Gas natural neto (MMPCD) 5.666 5.296 4.818 4.616 4.456
Gas natural neto (MBDpe) 977 913 831 796 768
Producción de crudo de PDVSA por cuenca
Maracaibo-Falcón 596 706 750 776 796
Barinas-Apure 27 32 38 41 46
Oriental 1.843 2.008 1.997 2.082 2.068
Total petróleo 2.466 2.746 2.785 2.899 2.910
Producción de gas natural por cuenca (MMPCD)
Maracaibo-Falcón 1.084 718 718 771 796
Barinas-Apure 37 31 36 34 7
Oriental 6.805 7.007 6.668 6.590 6.524
Total gas 7.926 7.756 7.422 7.395 7.327
Precio cesta exportación ($/Bl)¹ 35,15 44,65 88,42 98,08 103,42
Precio de venta del gas natural ($/MPC) 0,81 0,93 2,51 0,66 0,95
Costos de producción ($/Bpe)²
Incluye empresas mixtas 7,65 10,68 18,05 11,40 11,09
Excluye empresas mixtas 7,18 3,93 15,10 10,63 10,86
¹ Crudo y productos. Incluye ventas a las filiales y a las afiliadas de PDVSA.
² El costo de producción por barril (para el crudo, el gas natural y el líquido del gas natural) es calculado dividiendo la suma de costos directos de
producción (excluye costos de regalía, costo de impuesto de extracción y costo de depreciación), entre los volúmenes totales de producción de crudo,
de gas natural y el líquido de gas natural.

En lo que respecta a los logros operacionales del negocio de División Costa Occidental
producción para cada Dirección Ejecutiva durante el año
2016, se indican los siguientes: Como parte del plan de crecimiento operativo que ejecuta
la empresa mixta Petroboscán, se logró la construcción de
Dirección Ejecutiva de Producción Oriente un nuevo tanque de separación de agua libre T-202 en la
planta deshidratadora PLD-3 de Campo Boscán, con el cual
Divisiones Punta de Mata y Furrial se separa el agua libre que viene asociada con el crudo; esto
incrementa las capacidades de manejo de fluidos por parte
Alcanzó una generación de potencial oficial de 91,1 MBD,
de equipos instalados, así como los índices de confiabilidad
la cual se discrimina a continuación: 75,7 MBD asociados
a través de la instalación de dispositivos de respaldo. La
a 215 actividades en pozos, por actividades de RA/RC, con
operatividad del tanque ha logrado aumentar el manejo de
y sin taladro, lo que representa el 83% de la generación;
la producción a más de 100 mil barriles de fluido por día.
ocho pozos de completación con una generación de 6,9
MBD; en estimulación se trabajaron 29 pozos con un aporte División Costa Oriental
de 8,5 MBD.
Durante el año 2016, se realizó el tendido de línea de flujo
Adicionalmente, como estrategia para incremento de la flexible para 15 pozos en la empresa mixta Petrozamora
producción de crudo, se ha trabajado en la profundización (Bachaquero Lago).
de los puntos de inyección de gas lift.
Se realizó la prueba de estimulación química a pozos con
Dirección Ejecutiva de Producción Costa Afuera tecnología basada en nanopartículas, con la cual se logró
incrementar la producción y disminución del contenido de
División Costa Afuera Oriental
agua en un 90%.
Actualmente se está ejecutando el proyecto Sistema
División Sur del Lago Trujillo
Submarino del Campo Dragón, que comprende la instalación
de equipos para la incorporación del gas al sistema de Se destaca la recuperación e instalación de 30 bombas
recolección y desde allí a la plataforma de producción. electrosumergibles (RIBES), logrando la optimización de la
producción.
División Costa Afuera Occidental
Dirección Ejecutiva de Producción Faja Petrolífera
Se logró la perforación y completación de los pozos Perla
del Orinoco Hugo Chávez
9 y 10, localizaciones PP1H4 y PP1H3, respectivamente,
en el Bloque Cardón IV, ubicado en el estado Falcón, Durante el año 2016, se logró la perforación masiva de 548
incrementando el potencial del campo en 192 MMPCD de pozos productores en todos los bloques de la FPO Hugo
gas, con una producción actual del pozo Perla 9 de 89.624 Chávez, con una generación asociada de 174,7 MBD. A
MMPCD de gas y 2,688 MBD de condensado y el pozo Perla continuación los detalles por División:
10 de 89.825 MMPCD de gas y 2,694 MBD de condensado.
División Carabobo
Dirección Ejecutiva de Producción Occidente
Se realizó la perforación de 205 pozos productores con una
División Lago generación de 66,3 MBD.
Para el soporte de producción de esta división, así como Se incrementó la capacidad de transporte de crudo diluido
para garantizar la continuidad y confiabilidad operacional, (DCO), a través del oleoducto de 30 pulgadas COPEM -
se realizó el mantenimiento de la subestación eléctrica PTO y el oleoducto de 36 pulgadas MOR-PTO (120 MBD),
54L, mejorando el suministro de energía eléctrica a todo en la empresa mixta Petromonagas.
el Campo Urdaneta Lago, con una producción asociada de
27MBD.

I PA VU C CD
I DA I ÓENS
Se realizó la instalación de infraestructura y los servicios Dirección Ejecutiva de Producción Nuevos

para manejo, almacenamiento y transporte de 360 MBD Desarrollos FPO
de diluente proveniente del Patio de Tanques Jusepín (PTJ)
hasta las unidades de producción del Distrito Morichal Durante el año 2016, se logró la perforación de 113 pozos
garantizando 1,6 días de autonomía de diluente para la productores, con una generación asociada de 37,2 MBD. A
División Carabobo (Mesa 30/SATBA). continuación los detalles por División:
División Junín División Carabobo
Con la perforación de 123 pozos productores, se logró una Se realizó la perforación de 59 pozos productores, con una
generación de 35,4 MBD. generación de 21,98 MBD.
Además, se continúa la construcción de un gasoducto de La empresa mixta Petroindependencia logró la perforación

ocho pulgadas (8 km) desde el pozo J-17-01G, ubicado en de 37 pozos productores, con una generación de 8,24 MBD.
Campo Zuata Principal de Petro San Félix, hasta las líneas Se logró la construcción del Centro de Procesamiento de
de entrada a la planta de gas para generación de potencia Fluidos (CPF), el cual contempla CPF temporal: 30 MBD,
(GPGP), para garantizar el flujo de gas combustible (10 CPF permanente: dos CPF de 200 MBD, con cuatro trenes
MMPCD) que será utilizado como fuente de alimentación de 50 MBD c/u, para una capacidad final de procesamiento
(gas del proceso) para la planta. de fluidos de 400 MBD que se encuentra en proceso de
culminación.
División Ayacucho
La empresa mixta Petrocarabobo perforó 21 pozos
Se realizó la perforación de 219 pozos productores, con una productores, con una generación de 13,74 MBD. Se logró
generación de 73 MBD. la construcción del Centro de Procesamiento de Fluidos
Comercial (CPF 30 MBD), el cual tiene la finalidad de
Como estrategia aplicada en el corto plazo para el control garantizar el manejo eficaz y seguro de los fluidos producidos.
y mantenimiento de energía, y así mejorar los factores
volumétricos de reemplazo, se realizó la reinyección de 92,5 La empresa mixta Petrovictoria inició la perforación de un
MMPCD de gas para mantenimiento de presión de yacimiento. pozo productor.
División Boyacá División Junín

Como estrategia aplicada en el corto plazo para el Se logró la perforación de 54 pozos productores, con una
control, mantenimiento de energía y mejorar los factores generación de 15,2 MBD.
volumétricos de reemplazo, se encuentran: la reactivación
de 14 pozos, la incorporación de tres pozos provenientes La empresa mixta Petromiranda perforó 22 pozos productores,
de rehabilitación y reacondicionamiento y la procura con una generación de 7,4 MBD.
directa de equipos de levantamiento artificial (bombeo
electro sumergible y bombeo mecánico) para garantizar la La empresa mixta Petrojunín logró la perforación de 32 pozos
ejecución de trabajos a pozos. productores, con una generación de 7,8 MBD.

TABLA • PRINCIPALES PROYECTOS
Proyecto Objetivo Descripción y avance
Incorporar al mercado interno el gas proveniente de los desarrollos En este proyecto se tiene planificada la perforación de 34 pozos, la instalación de dos plataformas de producción,
Costa Afuera en el oriente del país, desarrollar el 70% de las reservas así como de los sistemas de producción submarinos, líneas de recolección y sistema de exportación, incluyendo la
construcción de 563 km de tuberías. Actualmente se está ejecutando el Esquema de Producción Acelerada (EPA), con
MARISCAL SUCRE de gas no asociado y líquidos condensados de los campos Dragón,
un avance de 90,72 %, en el cual el aporte de gas será proveniente de la producción de cuatro de los pozos del Campo
Patao, Mejillones y Río Caribe, para producir 1.250 MMPCD y 28 MBD Dragón, asociados a una infraestructura que permitirá el aporte al mercado interno de 300 MMPCD, cuyo propósito es
de condensado. cumplir a corto plazo con el compromiso de impulsar el desarrollo sustentable en el ámbito social.
En este proyecto se tiene planificado perforar y construir 21 pozos para drenar las reservas del Campo Mio Perla,
pertenecientes al proyecto Cardón IV, de los cuales ya se encuentran completados y en producción seis pozos (Perla
Garantizar el desarrollo del gas natural no asociado en el Golfo de Venezuela al 7, Perla 6, Perla 5, Perla 9, Perla 10 y Perla 1X) con una producción promedio de 515 MMPCD de gas y 15 MBD
RAFAEL URDANETA noreste del estado Falcón en un área aproximada de 30.000 km², manejando de condensado; así como la instalación en un 100% de la Plataforma de Producción Principal PP1 y la instalación
un margen de reserva de 9,5 BPC. parcial de las Plataforma Satélitales (PS2 y PS3). En cuanto a las actividades en tierra, se encuentran operativos y
en producción el Tren 150 y el Tren 300; ambos trenes conforman la Planta de Tratamiento de Gas Tiguadare, Punto
Fijo, estado Falcón.
Se instalaron cuatro motocompresores nuevos, manejando cada uno 30 MMPCD de gas, mejorando la flexibilidad
JUSEPÍN 120 Minimizar exitosamente la emisión de gases del Complejo Jusepín. operacional y disminuyendo el cierre de producción por mantenimientos programados. El proyecto se encuentra
culminado y 100% operativo.
La ingeniería, procura y construcción para la instalación y puesta en marcha de una planta compresora ubicada en el
PLANTA COMPRESORA Instalación y puesta en marcha de una planta compresora ubicada en el Complejo NIF (Hato El Limón), está conformada por cuatro trenes de compresión con capacidad para manejar 200
JUSEPÍN 200 Complejo NIF (Hato El Limón). MMPCD de gas en el nivel de 60 psig. Actualmente se encuentra en proceso de arranque. El proyecto presenta un
avance físico de 97%.
EXPANSIÓN DEL SISTEMA Aumentar la capacidad de manejo de agua para inyección de la Planta
TRATAMIENTO AGUA Deshidratadora PLD-3 a 150.000 BAPD, con la finalidad de cumplir con los Actualmente el proyecto tiene un avance físico de 92%. Fecha estimada de culminación: 2017.
EN PLD-3 Y PLD-Z9 pronósticos de producción y mejorar la calidad de la corriente de salida (20 ppm).
Este proyecto consiste en la instalación de una nueva bomba de inyección

INYECCIÓN DE AGUA de agua de 24.000 BAPD de capacidad en la Planta Deshidratadora Zulia
AL ESTE DE CAMPO 9 (PLD-Z9), la conversión de ocho pozos productores a inyectores y su El proyecto presenta un avance fisico de 95%. Fecha estimada de culminación: 2017.
BOSCÁN (AREA Z9) interconexión a la red de inyección de agua existente en el área este del Campo
Boscán.
Aumentar la confiabilidad del sistema eléctrico de áreas operativas de PDVSA,

SEGMENTO PDVSA Avance general del proyecto 56%. Subestación Zulia 8 presenta un avance general de 70%. Subestación Zulia 10
del sistema eléctrico nacional (autosuficiencia). Disminuir la incidencia de
PETROBOSCÁN EN presenta un avance general de 41%. Líneas de transmisión 138kw presentan un avance general de 59%. Fecha
fallas eléctricas (interrupciones) de larga duración en la producción del Campo
PROYECTO ANILLO 138 KW estimada de culminación: 2017.
Boscán.
INCREMENTO DE
LA CAPACIDAD DE La etapa I (50 MBD) comprende la construcción de la Estación RB-II, incremento de bombeo en la Estación Morero,
Incrementar la capacidad de transporte de crudo merey hasta 480 MBD por el
TRANSPORTE OLEODUCTO preparación de sitio y 18 km de tubería de 20 pulgadas. La etapa II (70 MBD) comprende la construcción de la estación
oleoducto de 36 pulgadas MOR-PTO. (120 MBD)
DE 36 PULGADAS EPM-1, con un avance de 60%. Se estima finalizar la etapa II en el año 2018.
MORICHAL-PTO
La etapa I comprende la construcción de cuatro tanques de techos flotantes de 250 MBls de capacidad y su
interconexión al sistema de bombeo constituido por cuatro bombas booster de 240 MBD c/u para el llenado de
los tanques; tres bombas booster para el bombeo de los tanques nuevos hasta la succión de bombas principales
INCREMENTO CAPACIDAD Incrementar la capacidad de almacenamiento de crudo merey 16 en el patio de
existentes. Actualmente se encuentran en funcionamiento los cuatro tanques(TK-3008, TK-3006, TK-3004 y TK-
DE ALMACENAMIENTO tanques oficina, mediante la construcción de ocho tanques de almacenamiento
3002), quedando pendiente la activación de tres bombas reforzadoras para el llenado, con un avance de 98,23%. La
EN PTO de 250 MBD de capacidad operativa.
etapa II contempla la fabricación de cuatro tanques adicionales de 250 MBls de capacidad y sus respectivas conexiones
a los sistemas de bombeo, llenado y vaciados construidos en la etapa I. Fecha estimada de culminación de la etapa I:
2017 y la etapa II: diciembre de 2018.
Construir la infraestructura de superficie requerida para manejar la producción del Campo Las Lomas en su primera
INSTALACIÓN DE PLANTA
Desarrollar las reservas recuperables (gas y líquido) estimadas en 469,0 etapa, que permita manejar 24 MMPCD, con la finalidad de generar electricidad e interconexión con el SEN; así como,
DE TRATAMIENTO DE GAS
MMMPCN y 4,63 MMBls. recuperar la máxima cantidad de líquido condensado estabilizado (C5+) e incorporarlo a la cuota de producción del
DE 24 MMPCD LAS LOMAS
Distrito Barinas. Avance físico del proyecto: 29%. Fecha estimada de culminación: diciembre de 2018.
INCREMENTO CAPACIDAD Construcción de dos estaciones de rebombeo denominadas RB-I y RB-II, las cuales estarán ubicadas en las progresivas
DE TRANSPORTE Incrementar la capacidad de transporte de crudo diluido (DCO), a través del 91+394 y 42+600 respectivamente, medida desde PTO. Estación de rebombeo RB-I incluye las instalaciones
OLEODUCTO 30 PULGADAS oleoducto de 30 pulgadas COPEM - PTO de 260 a 510 MBD. eléctricas. Se encuentra en fase de implantación. Se entregaron a COF tres bombas para el arranque temprano del
COPEM-PTO. Rebombeo II. Avance del proyecto 85%. Fecha estimada de culminación: agosto de 2017.
Instalación de infraestructura y los servicios para manejo, almacenamiento y

Comprende la preparación de sitio y construcción de cuatro tanques de 150 MBls c/u para el almacenamiento de
transporte 360 MBD de diluente, proveniente del Patio de Tanques Jusepín
PATIO DE TANQUE EN EPT-1 diluente en EPT1. Actualmente el proyecto está en implantación. Avance físico del proyecto: 42%. Fecha estimada de
(PTJ) hasta las unidades de producción del Distrito Morichal, garantizando 1,6
culminación: noviembre de 2017.
días de autonomía de diluente para la División Carabobo (Mesa 30/SATBA).
Contempla la construcción de:

* Nueva planta de tratamiento de agua 200 MBD e interconexión con la planta de agua existente.
* Nuevo tercer tren 95 MBD e interconexiones a trenes existentes.
* Nueva sala de control y nuevo SCADA.
ADECUACIÓN DE
Incrementar el potencial de producción de crudo extrapesado y la capacidad de * IPC tanques (nuevo tanque de diluente T-3101 B, nuevo tanque de rebose T-3602, dos nuevos tanques desnatadores
LA ESTACIÓN
manejo de agua en la estación principal de Petrocedeño. T-3900 C/D, nuevo tanque de transferencia T-3920 B)
PRINCIPAL (MSUP)
* Nueva unidad de generación de electricidad 26 MW - Nueva unidad de compresión de gas.
* Servicios comunes
Actualmente el proyecto esta en implantacion. Avance físico del proyecto: 71%. Fecha estimada de
culminación: julio de 2018.

I PA VU C CD
I DA I ÓENS
Proyecto Objetivo Descripción y avance
CONSTRUCCIÓN OLEDUCTO
DE EXPORTACIÓN Desarrollo de las facilidades necesarias para la construcción de un oleoducto de 20 pulgadas de diámetro por 19 km
DE 19 KM DESDE EL Desarrollo de la ingeniería, procura y construcción de todas las facilidades de de longitud, para trasportar la producción desde el Centro de Bombeo Junín (CBJ) hasta la estación principal de la
CENTRO DE BOMBEO superficie necesarias para la puesta en marcha de un oleoducto de exportación empresa mixta Petrocedeño.
JUNÍN (CBJ) HASTA LA desde el CBJ, hasta la estación principal de la empresa mixta Petrocedeño. Actualmente el proyecto tiene un avance de 85% en ingeniería básica. Fecha estimada de culminación: diciembre de
ESTACIÓN PRINCIPAL 2019.
DE PETROCEDEÑO
OLEODUCTO 36 PULGADAS
Y DILUENDUCTO 20 Ingeniería de detalle, procura y construcción de 31,5 km de tubería de 36 pulgadas para recolección de DCO y 20
Construcción de los sistemas de transporte de crudo y de diluente necesarios
PULGADAS TRAMO pulgadas para distribución de diluente, tramo entre Petrojunín y Petrocedeño, incluyendo estaciones de válvulas,
para la producción temprana de la empresa mixta Petrojunín.
PETROJUNÍN – trampas, bombeo y medición fiscal. Actualmente el proyecto tiene un avance de 87%.
PETROCEDEÑO
Construcción de un oleoducto de 42 pulgadas desde el nuevo Patio de Tanques Morichal (PTM) hasta el Patio de Tanques
OLEODUCTO 42 PULGADAS Oficina (PTO). Comprende 151,5 km de tubería de 42 pulgadas, diez estaciones de válvulas, interconexión electromecánica
Incrementar la capacidad de transporte de crudo merey 16 en 550 MBD.
MORICHAL-PTO y de instrumentación (OCEMI) en PTO, sistema de protección catódica y fibra óptica a lo largo del recorrido de la tubería.
Actualmente se encuentra en fase de implantación. El proyecto tiene un avance de 71%.
Comprende el tendido de 160 km de tuberías de 42 pulgadas desde PTO hasta TAEJ; incluye diez estaciones de
OLEODUCTO 42 PULGADAS válvulas teleoperadas y dos puentes: Río Guanipa - Río Aragua / OCEMI PTO. Fase actual: Implantación. El hito I
Incrementar la capacidad de transporte de crudo merey 16 en 750 MBD.
PTO-TAE (JOSE) comprende el tendido de tuberías con un avance físico de 100%, el hito II comprende OCEMI PTO y presenta un avance
físico de 33%. Fecha estimada de culminación: diciembre de 2018.
Incrementar la capacidad de transporte de diluente hasta 370 MBD, desde el Contempla la ingeniería, procura y construcción de 125 km de tuberías, desde el Patio de Tanques Oficina hasta los
DILUENDUCTO PATIO DE
Patio de Tanques Oficina (PTO) hasta las estaciones consumidoras existentes centros de suministro de diluente: Rebombeo Melones, Rebombo Miga, Centro Operativo Bare y la estación de bombas
TANQUES OFICINA-CENTRO
(Centro Operativo Bare (COB), Rebombeo Miga, Rebombeo Melones y futuros principal. Actualmente el proyecto está en implantación, presenta un avance de 39%. Fecha estimada de culminación:
OPERACIONAL BARE
centros operativos (COP). diciembre de 2017.
CONSTRUCCIÓN Contempla el aumento en la capacidad de almacenamiento Mesa-30 (30°API) / Merey-16 (16°API) en Terminal
Aumento en la capacidad de almacenamiento mesa-30 (30°API) / merey-16
DE TANQUES DE de Almacenamiento y Embarque José Antonio Anzoátegui (TAEJAA), con la construcción de cinco tanques de
(16° API) en el Terminal de Almacenamiento y Embarque José Antonio
ALMACENAMIENTO almacenamiento de 350 MBls cada uno. Fase actual del proyecto implantación. Actualmente el proyecto tiene un
Anzoátegui (TAEJAA).
TAECJAA avance de 70%. Fecha estimada de culminación: junio de 2017.
Comprende el transporte de crudo para aumentar la capacidad de bombeo de crudo en 40 MBPH hacia tres puestos
existentes en plataformas, el bombeo de 100 MBPH hacia la nueva monoboya MB-2, tendido de dos oleoductos
INCREMENTO DE
Aumento en la capacidad de embarque de crudo mesa-30 (30°API) /merey-16 de 42 pulgadas, que conectarán a la nueva casa de bombas con la nueva monoboya y todas las obras civiles,
CAPACIDAD DE EMBARQUE
(16°API) en Terminal de Almacenamiento y Embarque José (TAEJ). eléctricas, mecánicas y de instrumentación asociadas al sistema de embarque de la nueva monoboya MB-2; un puesto
DE MONOBOYAS TAECJAA
de embarque, carga de dos productos simultáneos e interconexión de patios este y oeste. Actualmente el proyecto está
en implantación. Avance total del proyecto: 39%. Fecha estimada de culminación: mayo de 2018.
Contempla la adecuación de la sala de control, inspección y adecuación de las tuberías submarinas monoboya oeste,
ADQUISICIÓN DE DOS
El proyecto contempla la adquisición de dos nuevas monoboyas tipo torreta para reemplazo de válvulas y actuadores submarinos; monoboya este y oeste, batimetría área oeste y el rediseño de
MONOBOYAS PARA PATIO
reemplazar las existentes. telemetría de la monoboya oeste. Fase actual: implantación / operación. Avance del proyecto: 74%. Fecha estimada
ESTE Y OESTE DEL TAECJAA
de culminación: diciembre de 2017.
Etapa I: comprende la construcción de estación de rebombeo RB-II en PTO para incrementar el transporte de nafta por
INCREMENTO DE
el diluenducto de 20 pulgadas en 40 MBD, para un total de 160 MBD. Etapa II: comprende la construcción de estación
CAPACIDAD DE Incrementar la capacidad de transporte de nafta por el diluenducto 20 pulgadas
de rebombeo RB-I en Anaco, adecuación de estación de bombeo existente en Palmichal, para incrementar el transporte
TRANSPORTE DILUENDUCTO Jose-PTO-Morichal.
de nafta por el diluenducto de 20 pulgadas en 60 MBD, para un total de 220 MBD. Fase actual: Implantación. Avance
20” JOSE-PTO-MORICHAL
del proyecto 55%.Fecha estimada de culminación etapa I y II: octubre 2017.
INCREMENTO DE Incrementar la capacidad de almacenamiento de Morichal en 1,4 MBD, para Comprende la preparación de sitio etapa I y II , IPC de cuatro tanques de crudo, edificaciones, OCEMI + sala de control,
CAPACIDAD DE manejar crudo merey 16, proveniente de las áreas tradicionales de explotación IPC planta de efluentes líquidos (PTEL), planta de tratamiento de aguas servidas (PTAS), tendido de oleoductos de
ALMACENAMIENTO Morichal y la producción temprana de los nuevos desarrollos de Petromiranda alimentación del patio desde EPT-1 y EPM-1.
DE CRUDO MORICHAL
y Petrocarabobo. Actualmente el proyecto está en implantacion. Avance del proyecto: 49%. Fecha estimada de culminación: agosto de 2017.
(ICA-MOR)
CENTRO DE
El proyecto contempla la instalación de una planta de 51,5 MBD de capacidad
PROCESAMIENTO
nominal (30 MBD de petróleo crudo extrapesado y 21,5 MBD de diluente y El proyecto presenta un avance total de 94%. Completada la ingeniería de detalle y procura de equipos.
DE FLUIDOS 30 MBD
agua).
PETROINDEPENDENCIA
2do TREN DE Construir un 2do tren de procesamiento de crudo por cesión del contrato IPC
PROCESAMIENTO 30 MBD de Petrourica a Petroindependencia, bajo la modalidad BOOT “Build-Own / El proyecto presenta un avance total de 21%.
PETROINDEPENDENCIA Operate – Transfer” para el procesamiento de 30 MBD de crudo extrapesado.
OLEODUCTO CPF-
Incrementar la capacidad de transporte de crudo diluido (DCO). a través del
COMOR/ICAMOR El proyecto presenta un avance total de 36%. Fecha estimada de culminación: noviembre de 2017.
oleoducto.
PETROINDEPENDENCIA
PLANTA DE El proyecto contempla el IPC de planta de procesamiento de crudo con El proyecto presenta un avance total de 29%. Las actividades se han realizado de acuerdo con lo planificado. Se
PROCESAMIENTO DE CRUDO capacidad de 38 MBD de crudo extrapesado para los nuevos desarrollos presentó matriz de evaluación técnica. Se completó la conformación del área del campamento administrativo y el
COPEM PETROVICTORIA Petrovictoria (79%) y Petromonagas (21%). acceso.
INSTALACIONES PARA
El proyecto contempla el IPC de tres tanques de 100 MBls cada uno para el
ALMACENAMIENTO DE El proyecto presenta un avance total de 54%. Actualmente se encuentra en etapa de definición de estrategias para
almacenamiento de diluente, de los cuales dos se encuentran ubicados en Jose
DILUENTE PRODUCCIÓN su culminación.
y uno en la estación de bombeo Zuata, en San Diego de Cabrutica.
TEMPRANA JUNIN

EMPRESAS MIXTAS
P R I N C I PA L E S A C T I V I DA
P RDI N
ES E LMEPSRAECSTAISVM
C I PA I X TA
I DA DES
EMPRESAS MIXTAS
La Corporación Venezolana del Petróleo (CVP) es una filial Con este nuevo esquema de negocio, PDVSA logra ser el
de misión y objetivos estratégicos, orientada a maximizar el accionista mayoritario de la empresa mixta a conformar.
valor de los hidrocarburos del Estado venezolano, a través de Asimismo, se incluye una serie de términos y condiciones
estrategias para lograr una eficiente y eficaz administración y en materia impositiva que redundan en beneficios para el
control de los negocios con terceros. Este factor la ha convertido Estado, tales como: incremento de la regalía y el impuesto
en una de las filiales más importantes de la industria petrolera, sobre la renta; además de la creación de nuevos impuestos,
y en la organización líder en la conformación y manejo de cuyos importes son destinados a mejorar la calidad de vida
los negocios con terceros; materializando diversos logros que de la colectividad.
cambiaron para siempre la historia petrolera del país.
Otra característica importante del modelo de empresas
Como hecho histórico, se destaca la recuperación de la mixtas está relacionada con la colocación en los mercados
plena soberanía de los recursos energéticos a través de la del petróleo extraído: este no podrá ser comercializado
Nacionalización de los Convenios Operativos, los Convenios de por terceras compañías. Aunque el recurso explotado será
Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas y los Convenios propiedad de las operadoras de las empresas mixtas, el
de Asociación Estratégica de la Faja Petrolífera del Orinoco; hidrocarburo lo comercializará el Estado venezolano, a través
convirtiéndolos en empresas mixtas con 60% de mayoría de PDVSA u otro ente estatal.
accionaria para PDVSA y el restante 40% para los socios.
Asímismo, llevó como bandera el Proyecto Orinoco Magna Participación fiscal de las empresas mixtas
Reserva, con el cual se logró situar a la República Bolivariana de provenientes de los Convenios Operativos
Venezuela como el país con las mayores reservas de crudo en el
Los Convenios Operativos pagaban impuestos como empresas
mundo. Estas iniciativas de rescate de nuestra soberanía fueron
del sector no petrolero, generando que la tasa del ISLR
posibles gracias a la visión del Comandante Supremo Hugo
aplicable fuera significativamente inferior a la establecida
Chávez, razón por la cual los trabajadores petroleros, en acuerdo
en la legislación tributaria vigente. Los convenios tampoco
con la Junta Directiva y el Ejecutivo Nacional, en homenaje y
cancelaban la regalía al Estado. Como parte de la Política de
reconocimiento, decidieron denominar, a partir del año 2013, la
Plena Soberanía Petrolera, se han implementado una serie
FPO como Faja Petrolífera del Orinoco Hugo Chávez.
de impuestos adicionales; tal es el caso del denominado
Migración de los Convenios Operativos, Convenios impuesto de ventajas especiales de 3,33% sobre los ingresos
de Asociación Estratégica de la FPO Hugo Chávez brutos y el impuesto destinado al desarrollo de proyectos
y Convenios de Exploración a Riesgo y Ganancias nacionales, que representa 1% antes del ISLR.
Compartidas a Empresas Mixtas
Asímismo, las empresas mixtas tienen la obligación de pagar
En el año 2005 se inicia el rescate de todos aquellos negocios un impuesto superficial por aquellos campos que la empresa
que nuestra industria petrolera había concertado durante mantenga ociosos y un impuesto sombra que asegure que la
la apertura petrolera, con la finalidad de reconquistar la suma de la regalía de 30%, la regalía adicional de 3,33% y el
soberanía petrolera y hacer valer los intereses de la Nación ISLR sean iguales, como mínimo y en cada año fiscal, a 50%
en el manejo de sus recursos energéticos. del resultado neto de la empresa mixta.
En este sentido, entre los años 2006 y 2008, vía decreto Estas medidas generadoras de grandes beneficios en materia
presidencial, quedan extinguidos los convenios antes impositiva han sido posibles tras la obtención del control del
mencionados, dando paso a un nuevo esquema de negocio: sector petrolero, a través de las empresas mixtas. El Estado ha
las empresas mixtas, con ellas se superan diez años de percibido ingresos adicionales desde el año 2006, hasta el
negociaciones perjudiciales que ocasionaron grandes cierre de 2016 en materia impositiva, producto del cambio
distorsiones en materia económica y financiera para la industria del esquema de negocio.
y el país, por ser un esquema poco transparente ante el fisco
nacional y una fuente de costos crecientes para PDVSA.
GRÁFICO • ESQUEMA FISCAL DE LOS ANTIGUOS CONVENIOS OPERATIVOS Y LAS NUEVAS EMPRESAS MIXTAS
% 100
90 EMPRESAS
MIXTAS
80
6%
70 ASOCIACIONES
ESTRATÉGICAS
60 53%
50
ESTADO
94%
40
30
20 ESTADO
10
47%
0
APERTURA PETROLERA PLENA SOBERANÍA ECONÓMICA

• Regalía: 1% • Regalía: 33,3%
• ISLR: 34% • ISLR: 50%
• Participación PDVSA: 30% • Participación PDVSA: 60%
• Factor de recobro: <8% • Factor de recobro: >20%
CVP y sus empresas mixtas
La CVP ha sido partícipe en la creación de 45 empresas mixtas, de las cuales 43 tienen actividad aguas arriba en el área de
producción; una (Petrobicentenario) con actividad de mejoramiento y refinación del crudo proveniente de Petrojunín y la
empresa mixta Servicios Logísticos Petroleros Orinoco.
Las empresas mixtas creadas durante la nacionalización de la FPO Hugo Chávez, fueron aquellas provenientes de los
Convenios de Asociación para la explotación, mejoramiento y comercialización de crudo extrapesado en el mercado
internacional, en las áreas Junín (antes Zuata), Carabobo (antes Cerro Negro) y Ayacucho (antes Hamaca); así como los
Convenios de Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas y la asociación denominada Orifuels SINOVEN, S.A. En el año
2007, con la finalidad de poner fin al proceso de privatización de la industria petrolera venezolana, el gobierno estableció el
Decreto N° 5.200, mediante el cual se determina la migración de estos convenios a empresas mixtas.
Uno de los grandes aspectos positivos que trajo consigo la nacionalización, fue desmontar la vieja tesis de que el crudo de la
FPO Hugo Chávez era bitumen, puesto que actualmente se desarrollan procesos de mejoramiento que han convertido este
crudo en uno de tipo liviano, evaluado y comercializado de manera muy atractiva en el mercado internacional.
A continuación se refleja el total de empresas mixtas constituidas hasta la fecha, de acuerdo con la estructura interna
manejada en PDVSA.

P RDI N
C I PA I X TA
I DA DES
TABLA • EMPRESAS MIXTAS CONSTITUIDAS HASTA 2016
(%)
Fecha de (%) Participación
Dirección Oriente Empresa mixta Participación Accionista minoritario País
constitución socio
PDVSA
Petroquiriquire, 21/08/06 60,00 40,00 REPSOL España

S.A. (Quiriquire)
División Furrial 11/10/06 60,00 26,67 Boquerón Holdings Holanda
Boquerón, S.A.
13,33 PEI Austria
Dirección Costa Fecha de (%) Participación (%) Participación

Empresa mixta Accionista minoritario País
Afuera constitución PDVSA socio
Petrowarao, S.A. 09/08/06 60,00 40,00 PERENCO Francia

(Pedernales)
Petrosucre, S.A. 19/12/07 74,00 26,00 ENI Italia
División Costa 19/12/07 60,00 32,00 SINOPEC China

Afuera Petrolera Paria, S.A.
8,00 INE Oil & Gas INC Venezuela
10/01/08 64,25 19,50 ENI Italia

Petrolera Güiria, S.A.
16,25 INE Oil & Gas INC Venezuela
(%)
Dirección Occidente Empresa mixta Participación Accionista minoritario País
constitución socio
PDVSA
Petroregional 10/08/06 60,00 40,00 Shell Holanda

del Lago, S.A.
Petroindependiente, S.A. 11/08/06 74,80 25,20 Chevron EE.UU.
Integra Oil and

27/12/07 69,00 26,35 Francia
Gas SAS
Lagopetrol, S.A. 3,10 Ehcopek Venezuela
División Lago 1,55 CIP Venezuela
Petrowarao,
S.A.(Ambrosio) 09/08/06 60,00 40,00 PERENCO Francia
Petrolera Sino-
Venezolana, 28/11/06 75,00 25,00 CNPC China
S.A.(Intercampo)
Petrolera
Bielovenezolana, 14/12/07 60,00 40,00 UEPB Bielorrusia
S.A. (Bloque X)
11/08/06 60,00 39,20 Chevron EE.UU.

Petroboscán, S.A.
0,80 INEMAKA Venezuela
09/08/06 60,00 17,50 Suizum Portugal
Baripetrol, S.A. 5,00 PFC Venezuela
División Costa 17,50 PERENCO Francia

Occidental
del Lago Petroperijá, S.A. 21/09/06 60,00 40,00 D.Z.O Holanda
04/09/06 60,00 36,00 PETROBRAS Brasil
Petrowayu, S.A. Williams

4,00 International EE.UU.
Oil & Gas
Petrourdaneta, S.A. 03/04/12 60,00 40,00 Odebrecht E& P España

(%)
Dirección Occidente Empresa mixta Participación Accionista minoritario País
constitución socio
PDVSA
Petrocabimas, S.A. 02/10/06 60,00 40,00 SEPCA Venezuela

División Costa
Oriental del Lago Petrocumarebo, S.A. 24/10/06 60,00 40,00 PFC Venezuela
Petrozamora, S.A. 04/05/12 60,00 40,00 Gazprombank Rusia
División Sur Petroquiriquire, S.A. 21/08/06 60,00 40,00 REPSOL España

del Lago (Mene Grande)
(%)
Dirección Faja Empresa mixta Participación Accionista minoritario País
constitución socio
PDVSA
Petrolera 08/04/08 60,00 40,00 ONGC India

Indovenezolana, S.A.
11/12/07 60,00 30,32 TOTAL Francia

Petrocedeño, S.A.
9,68 Statoil Noruega
Petro San Felix, S.A. 25/03/96 100,00 - - -

División Junín
Consorcio Nacional
Petromiranda, S.A. 20/04/10 60,00 40,00 Rusia
Petrolero
Petromacareo, S.A. 17/09/10 60,00 40,00 Petrovietnam Vietnam
Petrourica, S.A. 14/12/10 60,00 40,00 CNPC China
Petrojunín, S.A. 14/12/10 60,00 40,00 ENI Italia
DP Delta
Petrodelta, S.A. 03/10/07 60,00 40,00 EE.UU.
Finance B. V.
Petrolera 01/02/08 60,00 40,00 CNPC China

Sinovensa, S.A.
Rosneft Energy
Petromonagas, S.A. 21/02/08 60,00 40,00 Rusia
GMBH
REPSOL
25/06/10 71,00 11,00 España
Exploración, S.A.
División Carabobo Petrocarabobo

Petrocarabobo, S.A. 11,00 Países Bajos
Ganga
Indoil Netherlands
7,00 Países Bajos
B.V.
25/06/10 60,00 34,00 Chevron EE.UU.
Petroindependencia, S.A. 5,00 JCU Reino Unido
1,00 Suelopetrol Venezuela
Petrovictoria, S.A. 14/11/13 60,00 40,00 Rosneft Rusia

Petrokariña, S.A.
10,80 Invesora Mata Venezuela

División Ayacucho Petroven-Bras, S.A.
10,80 Coroil Venezuela

Petroritupano, S.A.
18,00 VENEZUELA US EE.UU.

P RDI N
C I PA I X TA
I DA DES
(%)
Dirección Faja Empresa mixta Participación Accionista minoritario País
constitución socio
PDVSA
15/09/06 60,00 26,00 CGC Argentina
Petronado, S.A. 8,36 Petroamazonas EP Ecuador
5,64 KNOC Korea
18/10/06 60,00 12,00 OPEN Venezuela

Petrocuragua, S.A.
28,00 CIP Venezuela
Petrozumano, S.A. 06/11/07 60,00 40,00 CNPC China
28/11/06 60,00 22,67 INEMAKA Venezuela

Petrolera Kaki, S.A.
Inversiones
17,33 Venezuela
Polar S.A.
División Ayacucho
Petrolera Vencupet 03/12/10 100,00 - - -
Petrolera Sino-
Venezolana, S.A. 28/11/06 75,00 25,00 CNPC China
(Caracoles)
Petrolera
Bielovenezolana, 14/12/07 60,00 40,00 UEPB Bielorusia
S.A. (Guara Este)
Petropiar, S.A. 19/12/07 70,00 30,00 Chevron EE.UU.
Comercial
26/11/12 60,00 20,00 Cuba
Cupet,S.A.
Petrolera
Venangocupet, S.A.
Sonangol Pesquisa
20,00 Angola
& Producao,S.A.
División Boyacá Petroguárico, S.A. 25/10/06 70,00 30,00 Teikoku Japón
Nota: las empresas mixtas Petrolera Indovenezolana, S.A., Petrodelta, S.A., Petroven-Bras, S.A., Petroritupano, S.A., Petronado, S.A., Petrocuragua, S.A.,
Petrozumano, S.A., Petrolera Kaki, S.A., Petrolera Vencupet, Petrolera Sino-Venezolana, S.A., Petrolera Bielovenezolana, S.A., Petrolera Venangocupet,
S.A., Petroguárico, S.A., operan campos fuera o en áreas limítrofes de la FPO Hugo Chávez. A pesar de no operar bloques de esta, reportan la produción
a la Dirección Faja.

GAS
P R I N C I PA L E S P
ARC ITNI CVIIPA
DALDEES SA C T
P IDVVISDA
A G
DAES
PDVSA GAS
PDVSA Gas, S.A. se dedica a la exploración y explotación de gas no asociado; extracción, fraccionamiento, almacenaje,
comercialización y despacho de LGN; transporte, distribución y comercialización de gas metano. Estas actividades son
llevadas a cabo por los negocios que integran la cadena de valor de esta filial:
GRÁFICO • CADENA DE VALOR DE PDVSA GAS
En algunos casos, dichas actividades son ejecutadas por varias filiales/negocios/organizaciones:

• Explotación, separación, tratamiento y compresión: PDVSA Petróleo, PDVSA Gas, diversas empresas mixtas y
licencias de gas en tierra otorgadas en 2001 y 2007.
• Procesamiento del gas natural: responsabilidad exclusiva de PDVSA Gas.
• Comercialización de los derivados del gas natural (metano, etano, LGN y GLP): es realizada entre PDVSA Gas y
PDVSA Gas Comunal.
• Comercialización de LGN en el mercado de exportación: la realiza PDVSA Petróleo, en representación de PDVSA Gas.

Producción y disponibilidad de gas natural y LGN
Gas Consumo interno de gas
Para el año 2016 la producción de gas natural en el ámbito El gas producido fue destinado para consumo interno de
nacional, se ubicó en 7.926 MMPCD. PDVSA (inyección a yacimientos, combustible, otros),
transformación en LGN y al mercado interno, tal como se
La siguiente tabla resume la producción y disponibilidad de muestra a continuación:
gas natural, al 31 de diciembre de 2016:
Producción Nación:
TABLA • PRODUCCIÓN Y DISPONIBILIDAD DE GAS NATURAL (MMPCD)
7.926 MMPCD
Producción y disponibilidad Volumen (MMPCD)
de gas natural
67%
Anaco 688 5.290 MMPCD
Destinado para consumo interno de PDVSA
Occidente 4 (inyección a yacimientos, combustible, otros.
PDVSA Gas 692 31%

Oriente 4.976 2.476 MMPCD
Entregado al mercado interno.
Occidente 355
Faja 278 2%
160 MMPCD
PDVSA Petróleo (EyP) 5.609 Transformado en LGN.
Oriente 70
Costa Afuera 44 Líquido del gas natural (LGN)

Occidente 221
Al cierre del período se alcanzó una producción de
Faja 418
105 MBD y se realizaron compras de GLP por 26 MBD,
Nuevos Desarrollos 12 obteniéndose una disponibilidad de 131 MBD.
Empresas mixtas 765
TABLA • DISPONIBILIDAD LGN
Cardón IV 508
LGN MBD
Cardón IV 508
Oriente 103
Gas Guárico 72
Occidente 2
Quiriquire Gas 136
Producción LGN 105
Ypergas 125
Refinerías (nacionales e isla) 2
Bielovenezolana 19 Importación 24
Licencias 352 Compras de GLP 26
Total producción nación 7.926 Total disponible 131

ARC ITNI CVIIPA
DALDEES SA C T
P IDVVISDA
A G
DAES
Los procesos de extracción y fraccionamiento de LGN son llevados a cabo por PDVSA Gas en el territorio nacional, para
lo cual cuenta con instalaciones en el oriente y occidente del país, tal y como se puede apreciar en la siguiente figura:
GRÁFICO • INFRAESTRUCTURA DE PROCESAMIENTO DE LGN
TABLAZO I Y II
CAPACIDAD 345 MMPCD
PLANTA PLANTA
DE EXTRACCIÓN DE FRACCIONAMIENTO
BAJO GRANDE
CAPACIDAD 26 MBD FRACCIONAMIENTO ULÉ
JUSEPÍN
CAPACIDAD 42 MBD
CAPACIDAD 350 MMPCD
JOSE
CAPACIDAD 200 MBD
LAMA PROCESO TÍA JUANA II Y III

CAPACIDAD 120 MMPCD CAPACIDAD 850 MMPCD
SAN JOAQUÍN SANTA BÁRBARA

CAPACIDAD 1400 MMPCD CAPACIDAD 1200 MMPCD
OCCIDENTE
CAPACIDAD DE EXTRACCIÓN: 1.315 MMPCD
CAPACIDAD DE FRACCIONAMIENTO: 68 MDB
ORIENTE ZONA EN
RECLAMACIÓN
CAPACIDAD DE EXTRACCIÓN: 2.950 MMPCD
CAPACIDAD NOMINAL CAPACIDAD DE FRACCIONAMIENTO: 200 MDB
EXTRACCIÓN FRACCIONAMIENTO ALMACENAJE
(MMPCD) (MBD) (MBBL)
NACIÓN 4.265 268 4.375

ORIENTE 2.950 200 2.729
OCCIDENTE 1.315 68 1.646
Compresión de gas
Al cierre del período, la infraestructura de compresión de PDVSA estuvo conformada por 150 plantas y 533 unidades de
compresión, distribuidas en el oriente y occidente del país, como se muestra en el gráfico anexo.
GRÁFICO • INFRAESTRUCTURA DE COMPRESIÓN
ZULIA
42 PLANTAS MATURÍN
122 UNIDADES FALCÓN
3 PLANTAS 25 PLANTAS
7 UNIDADES 104 UNIDADES
GUÁRICO
1 PLANTA
1 UNIDAD
TRUJILLO ANZOÁTEGUI
3 PLANTAS 76 PLANTAS
12 UNIDADES 287 UNIDADES
INFRAESTRUCTURA DE COMPRESIÓN POR NEGOCIO
Negocios PDVSA Plantas Máquinas Servicios
PDVSA Gas 19 72
EyP Oriente 24 90
EyP Faja 57 216
Empresas mixtas 1 5 • Mercado interno

• Inyección de gas
Licencias 1 9
• Generación eléctrica
Subtotal Oriente 102 392 • Levantamiento artificial
EyP Occidente 27 74
Empresas mixtas 21 67
Subtotal Occidente 48 141
Total 150 533

Transporte, distribución y comercialización
a. Sistema Anaco – Barquisimeto - Río Seco.
Gas b. Sistema Anaco - Jose / Puerto La Cruz.
c. Sistema Anaco - Puerto Ordaz.
El transporte y la distribución del gas se realizan a través d. Sistema Toscana - San Vicente.
de los sistemas de transporte de gas de alta presión e. Sistema Ulé - Amuay.
(gasoductos), distribuidos geográficamente en gran parte f. Sistema transoceánico (Gasoducto Antonio Ricaurte).
del territorio nacional (oriente, centro, centro occidente y g. Sistema nororiental G/J José Francisco Bermúdez.
occidente), dentro de los cuales se cuenta con siete sistemas h. Plantas compresoras Altagracia, Nueva Planta Compresora
y tres plantas compresoras: Altagracia y Morón.
GRÁFICO • INFRAESTRUCTURA DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN
RAFAEL URDANETA
CARDÓN IV
BALLENA
GOLFO DE CRP
VENEZUELA DRAGÓN
MEJILLONES
RÍO CARIBE
MAJAYURA
RÍO SECO MARGARITA
COLOMBIA
MORÓN
LITORAL
MARACAIBO YARITAGUA CARACAS PLC GÜIRIA

MARACAY
ULÉ ARICHUNA JOSE CUMANÁ
N65
P. DELTANA
BARQUISIMETO BARBACOAS
N60
LA TOSCANA
N50
BARRANCAS ACARIGUA DOS CAMINOS
ANACO SAN VICENTE
BLOQUE E YPERGAS
CASIGUA SAN TOMÉ MORICHAL
BARINAS
STA. RITA MACAPAIMA
MAMO
REF. STA. INÉS PTO. ORDÁZ
LA FRÍA JUNÍN
PTO. NUTRIAS CARABOBO
EL PIÑAL
LEYENDA
GASODUCTOS EXISTENTES AMPLIACIÓN SINORGAS
AMPLIACIÓN DEL SISTEMA DE TRANSPORTE GASODUCTOS MARINOS
EJE NORTE LLANERO PLANTAS COMPRESORAS (EXISTENTES)
AMPLIACIÓN NORTE LLANERO PLANTAS COMPRESORAS (NUEVAS)
ORINOCO-APURE ÁREAS DE PRODUCCIÓN DE GAS NO ASOCIADO (ACTUALES)
SINORGAS NUEVAS ÁREAS DE PRODUCCIÓN DE GAS NO ASOCIADO
Con esa infraestructura, se logró transmitir y distribuir un volumen promedio de 2.556 MMPCD, en forma segura y confiable,
a los diversos sectores conectados a los sistemas de transporte y distribución de gas metano en el ámbito nacional.
GRÁFICO • VOLUMEN MANEJADO POR SISTEMAS DE TRANSPORTE 2.556 MMPCD
1.019
1000
900
800
693 700
600
500
434
400
250 300
200
92
62 100
6
0
ANACO -
BARQUISIMETO
ANACO-JOSE
ANACO -
PUERTO ORDAZ
ULE AMUAY
ANACO -
PUERTO LA CRUZ
ENTREGAS
DIRECTAS
LA TOSCANA
MATURÍN

ARC ITNI CVIIPA
DALDEES SA C T
P IDVVISDA
A G
DAES
En cuanto a la comercialización del gas metano, al cierre del año 2016 se alcanzó una venta promedio de 2.476 MMPCD,
distribuidos de la siguiente manera en los distintos sectores económicos en el ámbito nacional:
TABLA • VENTAS DE GAS POR SECTOR
Ventas de gas por sector Volumen MMPCD %

Eléctrico 1.061 42,9%
Petrolero 519 21,0%
Petroquímico 440 17,8%
Manufacturero 143 5,8%
Siderúrgico 122 4,9%
Distribuidor 106 4,2%
Cemento 45 1,8%
Aluminio 24 0,9%
Doméstico 12 0,5%
Autogas 4 0,2%
Total ventas 2.476 100%
LGN
Los productos fraccionados son distribuidos a diversos sectores nacionales e internacionales. Al cierre del año el volumen
es de 131,3 MBD.
TABLA • VENTAS DE LGN POR SECTOR
Ventas LGN MBD

Mercado interno 43
Pequiven 40
Filiales 43
Exportaciones PDVSA Gas 1,8
Exportaciones PDVSA Petróleo 3,2
Industrialización 0,3
Total 131,3

GAS DOMÉSTICO Y COMERCIAL
El servicio de gas doméstico y comercial en la República Bolivariana de Venezuela está siendo cubierto en forma
mayoritaria por PDVSA, a través de la filial PDVSA Gas Comunal, que es la encargada del transporte, almacenamiento,
envasado y distribución de GLP, desde las plantas de llenado hasta el usuario final; así como también, la filial PDVSA Gas,
que es la responsable de transportar gas metano a través de tuberías.
GRÁFICO • PROCESOS DE LA INDUSTRIA DE GAS
Acondicionamiento
y compresión, retiro
GAS METANO Sector doméstico
de H2S, H2O, CO2
Extracción de líquidos
gas natural Sector comercial
Gas asociado
Sector industrial
Sector eléctrico
y petroquímico
Propano
Normal butano
Isobutano
Gasolina natural
Residual
Fraccionamiento
Gas asociado gas natural
Crudo
GLP

P R I N C I PA L E S A C T I V I DA DPERSI N CPI PA
D VLSEAS GAACST C
IVOIM
DAUN
DAE LS
PDVSA Gas Comunal
Tiene la misión de garantizar el suministro de GLP como en el territorio nacional. Estas distribuyen el 16% del
servicio público, además de la ejecución de proyectos que GLP total distribuido por PDVSA Gas Comunal en el
incentiven el desarrollo industrial y económico de las regiones. territorio nacional, atendiendo a 1.218.574 hogares.
Se encarga del transporte, almacenamiento, envasado y
distribución de GLP, desde las plantas de llenado hasta el • Sala Nacional de Control y Monitoreo: durante el
usuario final, incluyendo dentro de su cadena de valor la año 2016, se fortaleció la sala situacional de PDVSA
fabricación y reparación de bombonas, tanques y válvulas. Gas Comunal, la cual tiene como objetivo elevar la
capacidad de respuesta ante situaciones ordinarias y/o
Durante el año 2016, PDVSA Gas Comunal distribuyó un extraordinarias que se deriven de los procesos operativos
total de 67.128.040 bombonas; se fabricaron/repararon de la cadena de valor de GLP.
234.699 bombonas; se repararon 94.160 válvulas y se
fabricaron/repararon 146 tanques de diferentes capacidades
para uso residencial, comercial e industrial. Actualmente PDVSA Gas
opera 66 plantas de llenado de GLP, de un total de 91
plantas en el territorio nacional, una flota de 434 chutos, A través de la Gerencia de Gas Doméstico, PDVSA GAS es
327 cisternas y 1.990 camiones para el despacho de la encargada del transporte, distribución y comercialización
bombonas y granel. del gas metano por medio de tuberías de amplia capacidad,
a los diferentes centros de consumo industrial, doméstico
El mercado interno consumió un promedio de 45,88 MBD, y comercial, en forma rentable, segura y eficiente,
lo que representa un crecimiento de 1,35% en relación manteniendo la integridad de las instalaciones en armonía
con el año 2015. PDVSA Gas Comunal entregó 34,42 con el ambiente y el entorno. Además, mantiene y opera
MBD (75%), permitiendo atender 4.876.580 hogares. En el de manera confiable la infraestructura correspondiente a la
sector privado se distribuyeron 11,46 MBD (25%), lo que red de distribución del gas metano, que comprende 2.700
representa 1.553.441 hogares atendidos. km de tubería, 9.923 válvulas de seccionamiento y 43.000
válvulas de acometidas en el territorio nacional; esto genera
Dentro de los logros más importantes de PDVSA Gas las factibilidades volumétricas de la red, que es el insumo
Comunal en el año 2016, se resaltan los siguientes: indispensable para realizar la incorporación de nuevos
usuarios a través de las obras ejecutadas por el proyecto de
• Construcción de plantas de llenado de GLP: durante gasificación nacional.
el año 2016, se puso en marcha la mini planta de
llenado de GLP, ubicada en Mérida, con capacidad de Los programas de inversión, extensiones de red y construcción
almacenamiento de 30.000 galones en su primera fase. de acometidas desarrollados por la Gerencia de Gas Doméstico,
Esta planta de llenado de GLP atenderá a 32.000 familias. se encuentran enfocados en el desarrollo y ampliación de
la infraestructura de las redes de distribución, con el fin de
• Manufactura de interruptores: en 2016 se reactivó la incrementar la calidad de vida de las comunidades mediante
planta de fabricación de interruptores INESLA, ubicada de la ejecución de cambios globales a usuarios inicialmente
en el estado Lara, la cual ha fabricado un total de 31.399 suplidos por líquidos (GLP) y convertidos a metano. Los cambios
interruptores, desde su reapertura. globales están ligados al plan de desplazamiento de GLP, en el
cual se identifican las oportunidades técnicas y volumétricas
• Empresa de Producción Social Directa Comunal para cubrir las necesidades energéticas de la población, a través
(EPSDC): durante el año 2016, PDVSA Gas Comunal del suministro continuo, confiable y oportuno de gas metano por
ha seguido orientando sus esfuerzos a transferir a las medio de las redes de distribución doméstica. Esto incide en el
comunidades organizadas, el servicio de distribución aprovechamiento eficiente y racional de la energía, en la cadena
de GLP; para ello, se han puesto en marcha 11 EPSDC de valor de los hidrocarburos, tanto líquido como gaseoso,
ubicadas en los estados Lara, Anzoátegui, Aragua, optimizando la matriz energética de consumo en el mercado
Guárico, Distrito Capital, Carabobo, Cojedes, Táchira, interno, con el objetivo de contribuir a mediano y largo plazo en
Sucre, Trujillo y Falcón, teniendo a la fecha 111 EPSDC la reducción de gases de efecto invernadero.

Al cierre de 2016 PDVSA GAS, a través de la Gerencia de Gas Doméstico, cuenta con un registro nacional de 327.173
usuarios facturados, de los cuales, 322.881 (98,68%) son de uso residencial y 4.292 (1,32%) son de uso comercial. Del
universo de usuarios registrados en la Gran Caracas están ubicados 294.991 (90,16%); discriminados en 290.770 de uso
residencial (98,56%) y 4.221 (1,44%) de uso comercial.
GRÁFICO • MERCADO INTERNO - VOLUMEN DISTRIBUIDO EN MBD
Año 2015 Año 2016

Nación: 45,27 MBD Nación: 45,88 MBD
MBD 11,44 MBD 11,46

Sector privado
Gas comunal
Sector privado
Gas comunal
25% 25%
MBD 33,83 MBD 34,42

75% 75%

P R I N CPI PA
D VLSEAS GAACST C
I VOIM
DAUN
DAE LS
REFINACIÓN
REFINACIÓN
Capacidad de refinación
PDVSA realiza actividades de refinación en Venezuela, el Caribe, Estados Unidos y Europa. Su capacidad de refinación en
el ámbito mundial fue de 2.491 MBD para el año 2016.
TABLA • CAPACIDAD DE REFINACIÓN (MBD)
Capacidad de refinación
Participación PDVSA Capacidad nominal Participación neta
Ubicación Propietario
PDVSA
(%) (MBD) (MBD)
Venezuela
CRP, Falcón (Amuay, Cardón y Bajo Grande) PDVSA 100 971 971
Puerto La Cruz, Anzoátegui ( RPLC, San Roque) PDVSA 100 192 192
El Palito, Carabobo PDVSA 100 140 140
Total Venezuela 1.303 1.303
Caribe
Isla1 PDVSA 100 335 335

Camilo Cienfuegos, Cuba CUVENPETROL 2
49 65 32
Jamaica PETROJAM3 49 35 17
Haina, República Dominicana Refidomsa PDVSA 4
49 34 17
Total Caribe 469 401
Estados Unidos
Lake Charles, Louisiana CITGO 100 425 425

Corpus Christi, Texas CITGO 100 157 157
Lemont, Illinois CITGO 100 167 167
Sweeny, Texas PDV Sweeny 5
50 110/58 55/29
Total Estados Unidos 749 749
Europa
Nynäshamn, Suecia Nynäs 6 50 29 15

Gothenburg, Suecia Nynäs 6
50 11 5
Hamburg, Alemania Nynäs 6
50 27 13
Eastham, Inglaterra Nynäs 6 25 18 5
Total Europa 85 38
Total mundial 2.606 2.491
1. Arrendado en 1985 por 20 años. En 1994 se llevó a cabo una renegociación, en la cual se extiende el período de arrendamiento hasta 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 Refidomsa.
5. Una empresa mixta con Conoco Phillips.
6. Una empresa mixta con Neste Oil AB.

P R I N C I PA L E S A CPT
R II V
N ICDA
I PADLEESS A R
CTEF
I VI N A CD
I DA I ÓENS
Refinación nacional 187 MBD y las instalaciones de la Refinería San Roque

(SRQ) (DA-4), la cual procesa 5 MBD de crudo parafinoso;
El negocio de refinación nacional de PDVSA cuenta con seis esta es la única refinería de producción de parafinas en
refinerías: Amuay, Cardón, Bajo Grande, El Palito, Puerto La el país.
Cruz y San Roque, ubicadas en diferentes regiones del país.
El volumen de crudo procesado en la RPLC/SRQ para
El volumen de crudo procesado en el Sistema de Refinación 2016, fue de 151 MBD. Además, se recibieron 44 MBD de
Nacional para 2016, fue de 654 MBD (se descuenta la insumos destinados a procesos y mezclas. Con ese nivel de
transferencia de 4 MBD de residual al crudo procesado en crudos e insumos se obtuvieron 195 MBD de productos, de
la Refinería El Palito, proveniente de la Refinería Puerto La los cuales 59 MBD corresponden a gasolinas y naftas, 40
Cruz). Adicionalmente, se recibieron 156 MBD de insumos MBD a jet y destilados, 80 MBD a residuales y 16 MBD a
destinados a procesos y mezclas (se descuenta transferencia otros productos.
entre refinerías, de 77 MBD). Con ese nivel de crudos e
insumos se obtuvieron 810 MBD de productos, de los cuales De los productos obtenidos en este complejo de refinación,
227 MBD corresponden a gasolinas y naftas, 210 MBD a jet se destina 42% al mercado local y 58% para el mercado
y destilados, 257 MBD residuales, 11 MBD asfaltos, 3 MBD de exportación, dirigido a los países del Caribe, América,
a lubricantes y 102 MBD a otros productos. Europa y Asia. Adicionalmente, se está ejecutando el
proyecto de Conversión Profunda de RPLC, cuya orientación
A continuación se describen las refinerías que componen el es el procesamiento de crudo pesado y extrapesado de la
Sistema de Refinación Nacional: FPO Hugo Chávez.
• Centro de Refinación Paraguaná (CRP) • Refinería El Palito (RELP)
Tiene una capacidad nominal de 971 MBD, conformada La Refinería El Palito se encuentra ubicada en el estado
por las refinerías: Amuay, con una capacidad de 645 MBD Carabobo, posee una capacidad de procesamiento de 140
y Cardón, con una capacidad de 310 MBD, ubicadas en la MBD de crudo mediano.
Península de Paraguaná, y la Refinería Bajo Grande, en el
estado Zulia, con una capacidad de 16 MBD, destinada a la El volumen de crudo procesado en la RELP en 2016, fue de
producción de asfalto. 72 MBD. Adicionalmente, se recibieron 96 MBD de insumos
destinados a procesos y mezclas. Con ese nivel de crudos e
El volumen de crudo procesado en el CRP en 2016, fue de insumos se obtuvieron 168 MBD de productos, de los cuales
435 MBD. Por otra parte, se recibieron 93 MBD de insumos 74 MBD corresponden a gasolinas y naftas, 53 MBD a jet y
destinados a procesos y mezclas. Con ese nivel de crudos e destilados, 35 MBD a residuales y 6 MBD a otros productos.
insumos se obtuvieron 528 MBD de productos, de los cuales
136 MBD corresponden a gasolinas y naftas, 148 MBD a jet y De los productos obtenidos en este complejo de refinación,
destilados, 152 MBD a residuales, 11 MBD a asfaltos, 3 MBD se destina 83% al mercado local y 17% para el mercado de
a lubricantes y 78 MBD a otros productos. exportación, dirigido a los países de América y Asia.
De los productos obtenidos en el CRP, 52% se destinó al Refinación internacional

mercado interno y 48% al mercado de exportación, con
despacho de productos a países del Caribe, Centroamérica y A través de sus negocios internacionales, PDVSA logró
Suramérica, Europa y África. procesar en el año 2016 un volumen de crudos de 902
MBD, de los cuales 376 MBD fueron suministrados por
• Refinería Puerto La Cruz (RPLC) PDVSA. Igualmente, se recibieron 125 MBD de insumos
destinados a procesos y mezclas.
El Complejo de Refinación Oriente, ubicado en el estado
Anzoátegui, posee una capacidad total de procesamiento de El volumen de productos procesados fue de 1.027 MBD, de
192 MBD de crudos livianos y pesados, y está conformado los cuales 427 MBD corresponden a gasolinas y naftas, 366
por las instalaciones de la Refinería Puerto La Cruz (RPLC), MBD a jet y destilados, 98 MBD a residuales, 12 MBD a
que cuenta con tres destiladoras atmosféricas principales asfalto, 7 MBD a lubricantes y 117 MBD a otros productos
(DA-1, DA-2 y DA-3), con capacidad de procesamiento de y especialidades.

Para el año 2016 se redujo la participación accionaria el suministro de crudo merey de 16°API, desde Venezuela.
de PDVSA en los negocios de refinación en el exterior, al La duración del contrato es por 20 años. Los ingresos de la
concretarse la venta de Chalmette Refining LLC, en octubre empresa mixta Sweeny consisten en los honorarios pagados
de 2015 y HOVENSA en febrero de 2016. por ConocoPhillips a la empresa mixta, bajo el acuerdo de
procesamiento, más cualquier ingreso proveniente de la
A continuación se presentan las capacidades de venta de coque a terceras partes.
refinación y los volúmenes totales procesados en cada
una de las refinerías internacionales en donde PDVSA tiene Caribe
participación accionaria:
• Refinería Isla
Norteamérica
En 1985 PDVSA asumió las operaciones de la refinería, por
• CITGO Petroleum Corporation medio de un contrato de arrendamiento con el Gobierno de
Curazao, por un período de 20 años. En el año 1994 se llevó
A través de CITGO, PDVSA opera y tiene presencia en el mercado a cabo una renegociación en la cual se acordó una extensión
de Estados Unidos, por medio de las siguientes refinerías: del arrendamiento, hasta el año 2019.
1. Lake Charles: situada en la zona del Golfo de La Refinería Isla tiene una capacidad nominal de 335
México, con una capacidad de refinación de 425 MBD y procesa crudo venezolano liviano y pesado. Los
MBD. Es uno de los complejos de refinación más productos obtenidos se suministran principalmente al Caribe
grandes de Estados Unidos. Además de la refinería, y Centroamérica, mientras que una pequeña parte se entrega
agrupa una planta de aceites básicos y manufactura a Curazao. La Refinería Isla cuenta con un Complejo de
de parafinas. Lubricantes que permite la elaboración de bases parafínicas
y nafténicas.
2. Corpus Christi: ubicada en la costa del Golfo de
México. Se compone de dos plantas, consolidando En 2016 el volumen de crudo procesado fue de 156 MBD
ambas una capacidad de refinación de 157 MBD. y se recibieron 9 MBD de insumos destinados a procesos y
mezclas. Con ese nivel de crudos e insumos se obtuvieron
3. Lemont: ubicada en la región norte de EE.UU., con 165 MBD de productos, de los cuales 50 MBD corresponden
una capacidad de refinación de 167 MBD. a gasolinas y naftas, 46 MBD a jet y destilados, 52 MBD
a residuales, 2 MBD a asfalto, 2 MBD a lubricantes y 13
En conjunto, la capacidad de refinación de CITGO es de 749 MBD de otros productos. Operacionalmente, los insumos y
MBD. En 2016 el volumen de crudo procesado en CITGO productos de la Refinería Isla son contabilizados dentro del
fue de 693 MBD. Adicionalmente, se recibieron 108 MBD Sistema de Refinación Internacional y se intercambian con el
de insumos destinados a procesos y mezclas. Con ese nivel Sistema de Refinación Nacional; por ello, los volúmenes de
de crudos e insumos se obtuvieron 801 MBD de productos, ambos sistemas no se suman directamente.
de los cuales 371 MBD corresponden a gasolinas y naftas,
302 MBD a jet y destilados, 30 MBD a residuales, 98 MBD • Cuvenpetrol, S.A. - Refinería Camilo Cienfuegos
a otros productos y especialidades.
El 10 de abril de 2006 se constituyó la empresa mixta PDV
• Merey Sweeny LP (MSLP) Cupet, S.A., con la finalidad de realizar actividades de
compra, almacenamiento, refinación y comercialización de
PDV Holding y ConocoPhillips poseen una unidad de hidrocarburos y sus derivados, constituida por Comercial
coquificación retardada de 58 MBD y una unidad de Cupet, S.A. (51%) y PDVSA Cuba, S.A. (49%). A partir de
destilación al vacío de 110 MBD, integradas dentro de una 2009 se convirtió en la empresa mixta Cuvenpetrol, S.A., con
refinería propiedad de ConocoPhillips en Sweeny, Texas, en el objetivo estratégico de desarrollar un polo energético en
donde cada parte posee 50% de las acciones. la República de Cuba, mediante el aumento de la capacidad
de refinación para la obtención de productos terminados de
ConocoPhillips ha entrado en acuerdos de suministro de alta calidad, utilizando esquemas de conversión profunda
crudo a largo plazo con PDVSA, para abastecer a la Refinería y generando insumos para el desarrollo de la industria
Sweeny con crudo pesado ácido. Este negocio comprende petroquímica. La empresa mixta implementó el proyecto de

P R I N C I PA L E S A CPT
R II V
N ICDA
I PADLEESS A R
CTEF
I VI N A CD
I DA I ÓENS
Reactivación de la Refinería Cienfuegos en diciembre de Europa

2007, con capacidad para procesar 65 MBD de crudo.
• Nynas AB
En 2016 el volumen de crudo procesado en la refinería fue
de 27 MBD y se obtuvieron 5 MBD de gasolinas y naftas, 10 A través de Nynas AB, empresa mixta propiedad 50% de
MBD de jet y destilados y 12 MBD de residuales. PDV Europa B.V. y 50% de Neste Oil, PDVSA tiene una
participación de 50% en dos refinerías especializadas:
• Petrojam Limited – Refinería Kingston Nynäshamn y Gothenburg, en Suecia y un complejo para
bases lubricantes en Hamburg, Alemania; a través de Nynas
En el marco del acuerdo Petrocaribe, el 14 agosto de 2006 AB, también posee 25% de participación en una refinería en
se firmó el acuerdo de asociación entre PDV Caribe y la Eastham, Inglaterra.
Corporación de Crudo de Jamaica (PCJ), el cual se consolida
el 30 enero de 2008 con la constitución de la empresa mixta La Refinería en Nynäshamn produce asfalto y aceites
Petrojam Ltd. (PCJ 51%, PDV Caribe 49%). especiales de bases nafténicas, mientras que las Refinerías
en Eastham y Gothenburg son especializadas en producción
La refinería tiene una capacidad instalada de 35 MBD. El de asfalto. Es importante destacar que las proporciones de
volumen de crudo procesado en 2016 fue de 21 MBD y se componentes nafténicos, parafínicos y aromáticos del crudo
obtuvo una producción de 3 MBD de gasolinas y naftas, 4 pesado ácido venezolano, lo convierte en una materia prima
MBD de jet y destilados, 12 MBD de residuales y 2 MBD de particularmente apropiada para ambos productos.
otros productos y especialidades.
El contrato existente de suministro de crudo entre PDVSA y
• REFIDOMSA PDV, S.A. – Refinería Dominicana de Petróleo Nynas se renovó en noviembre de 2016.
En diciembre de 2010, a través de PDV Caribe, S.A., En 2016 el volumen de crudo procesado en Nynas fue de
PDVSA adquirió parte del capital social de Refidomsa y 39 MBD. Adicionalmente, se recibieron 15 MBD de insumos
fue constituida una empresa mixta denominada Refinería destinados a procesos y mezclas. Con ese nivel de crudos e
Dominicana de Petróleo PDV, S.A. (Refidomsa PDV, S.A.), con insumos se obtuvieron 54 MBD de productos, de las cuales
participación accionaria de 51% del Gobierno Dominicano 11 MBD corresponden a jet y destilados, 4 MBD a residuales,
y 49% por PDV Caribe, S.A. 20 MBD a asfalto, 11 MBD a lubricantes y 8 MBD a otros
productos y especialidades.
La Refinería Dominicana de Petróleo está ubicada en el
Puerto de Haina, República Dominicana. Refidomsa suple
aproximadamente 70% del mercado local de combustibles
dominicano. Opera como empresa refinadora y terminal de
importación; además, posee una capacidad de procesamiento
de 34 MBD, alimentada con crudos venezolanos y mexicanos.
El volumen de crudo procesado en Refidomsa en 2016,

fue de 23 MBD, y se obtuvo una producción de 5 MBD de
gasolinas y naftas, 11 MBD de jet y destilados, 6 MBD de
residuales y 1 MBD de otros productos.

TABLA • BALANCE CONSOLIDADO DE REFINACIÓN NACIONAL E INTERNACIONAL (MBD)
2016 2015 2014

MBD MBD MBD
Capacidad total de refinación 2.606 3.236 3.267
Participación de PDVSA en la capacidad 2.491 2.807 2.822
Alimentación a refinación
Crudo - suministrado por PDVSA

Liviano 206 11% 284 13% 332 15%
Mediano 450 25% 596 27% 639 29%
Pesado 374 21% 473 21% 417 19%
Subtotal 1.030 57% 1.353 61% 1.388 63%
Crudo - suministrado por terceros
Liviano 368 20% 374 17% 283 13%
Mediano 5 - 15 1% 58 3%
Pesado 153 9% 210 9% 209 10%
Subtotal 526 29% 599 27% 550 26%
Otros Insumos
Suministrados por PDVSA 165 9% 155 7% 155 7%
Suministrados por terceros 116 6% 147 7% 129 6%
Total transferencias 4 -37 -2% -40 -2% -38 -2%
Gasolinas / naftas -28 -2% -32 -1% -34 -
Destilados -8 - -8 - -4 -
Otros -1 - - - - -
Subtotal 244 14% 262 12% 246 11%
Alimentación total a refinación
Suministrado por PDVSA1 1.195 66% 1.508 68% 1.543 70%
Suministrado por terceros 642 36% 746 34% 679 32%
Transferencias -37 -2% -40 -2% -38 -2%
ALIMENTACIÓN TOTAL A REFINACIÓN 1.800 100% 2.214 100% 2.184 100%
Factor de utilización2 63% 70% 77%
Total gasolinas/naftas 627 35% 743 34% 760 35%
Gasolinas / naftas 655 36% 775 35% 794 -
Gasolinas / naftas transferidas 4 -28 -2% -32 -1% -34 -
Total destilados 569 32% 480 22% 693 32%
Destilados 577 32% 488 22% 697 -
Destilados transferidos 4 -8 - -8 - -4 -
Residual de bajo azufre 85 5% 316 14% 104 5%
Residual de alto azufre 218 12% 249 11% 316 14%
Asfalto 23 1% 31 1% 25 1%
Total lubricantes 10 1% 14 1% 13 1%
Lubricantes 10 1% 14 1% 13 -
Lubricantes transferidos 4 - - - - - -
Petroquímicos 41 2% 48 2% 53 2%
Total otros 225 13% 340 15% 236 11%
Otros 226 13% 340 15% 236 -
Otros transferidos 4 -1 - - - - -
Total producido 1.798 100% 2.221 100% 2.200 101%
Consumo, (ganancias)/pérdidas 2 - -7 - -16 -1%
TOTAL PRODUCIDO 1.800 100% 2.214 100% 2.184 100%
¹PDVSA aportó 66%,68% y 70% de los requerimientos totales de crudo e insumos a las refinerías en las que posee participación, para los años
2016,2015 y 2014, respectivamente.
72²Cociente
INFORMEentre el crudo
DE GESTIÓN total
ANUAL 2016para refinación y la participación de PDVSA en capacidad de refinación.
³La participación de PDVSA en la gama de productos.
Productos recibidos y enviados, desde y hacia el sistema de refinación nacional e internacional.
4
COMERCIO Y SUMINISTRO
COMERCIO Y SUMINISTRO
Durante el año 2016, el precio de la Cesta Venezuela se ubicó hasta 1,2 millones de barriles diarios. Esta disminución es
en 35,15 US$/Bl, 9,5 US$/Bl por debajo del promedio del año respecto a los niveles de producción reportados en agosto;
2015, cuando cerró en 44,65 US$/Bl, lo cual representó una la nueva cifra de producción es de 32,5 MMBD. El recorte es
caída de 21% del precio promedio alcanzado en el año 2015. efectivo por un período de seis meses, desde el 1º de enero
A pesar de un incremento de la demanda en 1,25 MMBD con de 2017. A PDVSA le corresponde disminuir 95 mil barriles
respecto al año 2015, de acuerdo con cifras de la OPEP, el diarios. Con este acuerdo, se espera disminuir la oferta de
año 2016 se caracterizó por un exceso de suministro de crudo crudo y obtener a corto plazo un alza en los precios para el
a nivel global, que trajo como consecuencia el crecimiento crudo venezolano.
de los inventarios de crudos a sus máximos históricos.
Exportaciones de hidrocarburos
De acuerdo con la misma fuente, despues del levantamiento
de las sanciones impuestas por países de occidente a Irán, el En el año 2016, a nivel volumétrico las exportaciones de
total de producción de crudo de los países pertenecientes a crudos y productos alcanzaron un total de 2.189 MBD, de
la organización alcanzó la cifra de 32,42 MMBD, mostrando los cuales 1.818 MBD (83%) corresponden a crudo y 371
signos de aumento de producción en un 3% con respecto MBD (17%) a productos refinados.
al promedio del año 2015. Por otra parte, los países que no
pertenecen a la OPEP totalizaron una caída de su nivel de A continuación se indica la distribución de las exportaciones
producción de 1,2% respecto al año 2015, para ubicarse por destino de crudos y productos refinados:
en 57,14 MMBD promedio en el año 2016. Las cifras
de crecimiento de producción que mostraron los países • Exportación de crudo y productos (2.189 MBD): Asia:
como Rusia y Noruega, fueron mermadas por las caídas 1.010 MBD (46%); Norteamérica: 805 MBD (36,5%);
de producción principalmente de EE.UU., Canadá, China, Caribe: 254 MBD (12%); Europa: 86 MBD (4%);
México, entre otros. Asimismo, el levantamiento de las Suramérica 14 MBD (0,6%); Centroamérica: 2 MBD
restricciones de exportación de crudo por parte del gobierno (0,1%); África y otros destinos: 18 MBD (0,8%).
de Estados Unidos, en diciembre 2016, incrementó la oferta • Exportación de crudo (1.818 MBD): Asia: 817 MBD
de crudo a un mercado ya sobreabastecido. Finalmente, la (45%), Norteamérica: 734 MBD (40%), el Caribe: 202
alta tasa de utilización del sistema de refinación durante MBD (11%), Europa: 65 MBD (4%).
el año 2015 y primera parte del año 2016, llevaron a • Exportación productos refinados y LGN (371 MBD):
incrementar a niveles récord los inventarios de productos en Asia: 193 MBD (52%); Norteamérica: 71 MBD (19%);
todas las regiones (Norteamérica, Europa y Asia). Suramérica: 14 MBD (3%); el Caribe: 52 MBD (14%);
Europa: 21 MBD (6%); África y otros destinos: 18 MBD (5
Para el cierre del año 2016, los precios del petróleo se han ido %) y Centroamérica 2 MBD (1 %).
recuperando tras una caída de más de dos años, desde que
la OPEP, que responde por un tercio de la producción global La exportación de crudos y productos se distribuyó de la
de crudo, llegó a un acuerdo para reducir la producción siguiente forma:
TABLA • EXPORTACIONES POR DESTINO MBD
Petróleo Productos Total

Destino
2016 2015 2016 2015 2016 2015
Total 1.818 1.950 371 476 2.189 2.425
Norteamérica 734 733 71 71 805 804
EEUU Continental 734 731 69 70 803 801

Canadá - 2 - - - 2
México - - 2 1 2 1
Caribe Insular 202 255 52 31 254 286
Curazao 122 136 9 5 131 141
Aruba 18 7 - 3 18 10
Petróleo Productos Total
Destino
2016 2015 2016 2015 2016 2015
Bahamas 13 - - 1 13 1
Bonaire - - 0,3 0,2 0,3 0,2
Cuba 45 87 24 4 69 91
Antigua - - - 0,1 - 0,1
Dominica - - - 0,001 - 0,001
Jamaica 2 18 1 1 3 19
Puerto Rico - - 3 5 3 5
República Dominicana - 7 3 9 3 16
San Cristóbal y Nieves - - - 0,003 - 0,003
San Croix - - 2 - 2 -
San Eustaquio - - 10 3 10 3
Santa Lucía 2 - - - 2 -
Centroamérica - 6 2 4 2 10
Honduras - - - 0,1 - 0,1
Nicaragua - 6 2 4 2 10
Suramérica - 4 14 33 14 37
Argentina - - 1 0,6 1 0,6
Brasil - - 12 31 12 31
Colombia - - 1 1 1 1
Uruguay - 4 - 0,6 - 4,6
Europa 65 150 21 33 86 183
Alemania 7 - 1 - 8 -
Bélgica 7 4 1 1 8 5
Chipre - - 1 - - -
Croacia - - 1 - - -
España 8 58 2 - 10 58
Francia 13 - - 0,2 13 0,2
Grecia - - 1 3 1 3
Holanda - 7 12 14 12 21
Italia - 51 2 12 2 63
Reino Unido 4 8 0,3 1 4 9
Rusia 3 - - - 3 -
Suecia 23 22 - - 23 22
Otros - - - 2 - 2
Asia 817 802 193 282 1.010 1.084
China 354 316 40 84 394 400
Corea - - 0,4 - 0,4 -
Emiratos Árabes Unidos - 2 - - - 2
India 429 415 - - 429 415
Japón 5 8 - - 5 8
Líbano - - - 4 - 4
Malasia 24 40 10 5 34 45
Singapur - 5 132 177 132 182
Tailandia 5 16 - - 5 16
Turquía - - 11 12 11 12
África - - 11 13 11 13
Angola - - - 1,6 - 1,6
Egipto - - 4 4 4 4
Ghana - - 0,4 - 0,4 -
Marruecos - - 6 6,5 6 6,5
Kenya - - - 0,5 - 0,5
Senegal - - 0,4 0,6 0,4 0,6
Togo - - 0,5 - 0,5 -
Otros - - 7 8 7 8
Commerchamp - - 7 8 INFORME7DE GESTIÓN ANUAL 2016
8 75
A continuación se indica la distribución de las exportaciones por tipos de crudo y productos refinados:
TABLA • EXPORTACIONES POR TIPO DE CRUDO Y PRODUCTO
Contratos (MBD) 2016 2015 2014 2013 2012
Total petróleo y productos 2.189 2.425 2.357 2.425 2.568
Petróleo 1.818 1.950 1.897 1.935 2.060

Liviano 25 114 228 287 358
Mediano 94 119 85 110 202
Pesado y extrapesado 1.421 1.393 1.235 1.199 1.220
Mejorado y pesado 278 324 349 339 280
Productos 371 475 460 490 508
Fuel oil 230 279 254 284 261
Naftas/gasolinas 32 56 53 36 39
Diesel/gasoleos destilados 25 15 14 6 41
Asfalto 8 7 5 6 7
Kerosen/turbocombustible/jet 27 45 49 60 57
Coque y azufre 23 37 37 35 37
Otros productos 21 31 31 41 38
LGN 5 5 17 22 28
Otras gestiones de mercado internacional
Con respecto a la comercialización internacional de productos al detal, y con el objetivo de cumplir con la visión geopolítica
de unión latinoamericana, Commercit, filial de PDVSA, logró colocar 5,1 millones de galones de lubricantes terminados
(equivalente a 121,8 MBls) en el año 2016; 96,2 millones de galones de combustibles gasolina y diesel (equivalente a 2.291
MBls) y 1,5 millones de galones entre asfaltos y bases lubricantes (equivalente a 36,1 MBls), conjuntamente con las filiales
internacionales (99% Commercit – 1% Tradecal), PDV Ecuador, S.A., PDV Brasil Combustíveis e Lubrificantes, Ltda. y PDV
Guatemala Ltd. Esto representa un aumento volumétrico en el total de productos de 13,09 millones de galones, en relación
con el año 2015.
Ventas totales de hidrocarburos para Asia y China (Fondo Chino)
En general, el comportamiento de las ventas de hidrocarburos de PDVSA al continente asiático, entre los años 2010-2015,
muestra el aumento de las colocaciones de crudo y productos en esa región. En el año 2016 hubo una leve disminución,
específicamente en la renovación del Tramo A y B, en concordancia con el lineamiento de diversificación de nuestros
mercados.
En la siguiente tabla se muestra el volumen entregado por contrato durante el período 2007-2016:
TABLA • VOLUMEN DE SUMINISTRO FONDO CHINO
Total promedio
Contratos (MBD) 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 de ventas
Fondo Tramo A 89 86 91 75 - - - - - - 85
Fondo Tramo B - - 124 107 - - - - - - 116
Gran Volumen y - - - 205 220 252 290 225 283 285 251
Largo Plazo
Renovación Tramo A y B - - - - 195 199 190 181 248 120 189
Fondo Tramo C - - - - - - 5 71 96 100 68
Total 89 86 215 387 415 451 485 477 627 505 374

P R I N C I PA L E S A C T I V I DA D E S P RC IONMC EI PA
R CLI E
OSYASCUTM
I VI N I S TDREO
I DA S
Mercado nacional
Ventas de hidrocarburos en el mercado interno
Durante el año 2016, a nivel volumétrico se vendieron 510 MBD de productos refinados y gas natural licuado. Esto significa
84 MBD menos en comparación con el 2015, en el cual, se vendieron 594 MBD. La disminución en el consumo interno
obedece principalmente al plan de lucha contra el contrabando de extracción de combustible que adelanta el Ejecutivo
Nacional y al ajuste de precios realizado en febrero de 2016.
En la siguiente tabla se muestra el histórico de las ventas de combustibles líquidos y gas natural de PDVSA en el mercado
interno, desde el año 2012 hasta el año 2016.
TABLA • VENTAS DE HIDROCARBUROS AL MERCADO INTERNO 2012-2016
2016 2015 2014 2013 2012
Líquidos (MBD) 510 594 663 703 681
Gas natural licuado 83 86 90 91 89
Productos refinados 427 508 573 612 592
Gasolinas para automóviles 230 259 283 299 301
Gasóleos y destilados 160 208 239 249 216
Residual 15 19 28 37 46
Asfaltos 3 6 8 9 10
Kerosene/turbocombustibles/jet A-1 12 5 7 7 6
Aceites, lubricantes y grasas 3 5 4 4 5
Naftas 0,2 - 0,4 - 4
Azufres y otros químicos 1 2 1 2 1
Otros ¹ 3 4 3 5 3
Gas natural (MBpe) 241 278 231 247 265
Total líquidos y gas natural (MBpe) 751 872 895 950 946
Gas natural (MMPCD) 1.400 1.613 1.388 1.432 1.537
Gas natural ($/MMPCD) 0,81 0,93 2,51 0,68 0,82
Líquidos ($/Bls) 5,80 8,18 7,36 4,15 4,78
¹Propileno, negro humo, solventes, parafinas, gasolina de aviación (AV-GAS), gasolina blanca y coque.
Nota: los datos no incluyen a Commerchamp.

Expendios de combustibles en el ámbito nacional
El número y estatus de los expendios de combustibles se distribuyen de la siguiente manera:
TABLA • EXPENDIOS DE COMBUSTIBLE
EE/CC no
Distrito Blancas¹ PDV/PDVSA Total EE/CC EE/CC activas activas 2
Andes 83 111 194 183 11
Centro 233 344 577 528 49
Guayana 26 98 124 115 9
Metropolitana 116 147 263 217 46
Occidente 119 235 354 341 13
Oriente 138 153 291 274 17
Total 715 1.088 1.803 1.658 145
¹ Son EE/CC independientes que son surtidas de combustibles por PDVSA.

2
Son EE/CC que se encuentran cerradas temporalmente por mantenimientos, remodelaciones, etc.
Al cierre de 2016 operaban 1.658 estaciones de servicio activas para la comercialización de combustibles; cifra que se
compara con las 1.680 estaciones de servicio del año 2015. Esta variación se debe a mantenimientos mayores realizados a
dichas estaciones, durante el año 2016.
A continuación se muestra la ubicación geográfica de los expendios de combustibles:
GRÁFICO • INFRAESTRUCTURA DE EXPENDIOS DE COMBUSTIBLE 2016
LOS ROQUES
1
68 21
NUEVA
FALCÓN 13 66 ESPARTA
DTO. CAPITAL
VARGAS 44
SUCRE
CARABOBO 8 121 54
3 97 40 98
LARA MIRANDA
YARACUY
ZULIA ARAGUA
201 61 1 97 100 43
TRUJILLO
COJEDES MONAGAS
16 25 ANZOÁTEGUI
8 PORTUGUESA 33 DELTA AMACURO
61 3 9 9
GUÁRICO
12 MÉRIDA
63 BARINAS
55
TÁCHIRA
107 25
APURE
1
Distritos Nº EE/SS BOLÍVAR ZONA EN

84 RECLAMACIÓN
Los Andes 183
Centro 528
Metropolitano 217
Occidente 341 AMAZONAS
Oriente
10
274
Guayana 115
Total 1.658

P R I N C I PA L E S A C T I V I DA D E S P RC IONMC EI PA
R CLI E
OSYASCUTM
I VI N I S TDREO
I DA S
Sistema de transporte, almacenamiento y distribución
Para la comercialización en el mercado nacional, la capacidad de almacenamiento instalada es de 8,36 MMBls. Además,
posee una capacidad para transportar 379 MBD vía poliductos (sistemas de interconexión de 1.144 km) y 307 MBD vía
terminales (excluyendo el volumen transportado de Gas Licuado de Petróleo e importación de insumos para procesos).
También se cuenta con una planta envasadora de lubricantes terminados para los sectores automotor, industrial y eléctrico,
con una capacidad instalada de 3,86 MBD.
A continuación se muestra la ubicación geográfica de los sistemas de transporte y almacenamiento de combustibles:
GRÁFICO • SISTEMA DE TRANSPORTE, ALMACENAMIENTO Y DISTRIBUCIÓN
CURAZAO
Isla
CRP Planta
Envasadora
Cardón El Guamache
Maracaibo El Palito Carenero
Bajo Grande Yagua Catia
San Lorenzo Puerto La Cruz
La Mar
Valencia Guatire Jose El Chaure Pedernales
Barquisimeto Maturín
San Roque
La Horqueta
San Tomé Volcán
El Vigia Curiapo
Puerto Ordáz
Ciudad Bolívar
Puerto ZONA EN
RECLAMACIÓN
Ayacucho
El Burro
INSTALACIONES DICIEMBRE 2016
Refinerías: 6
Muelle Nacional
Plantas de distribución de combustible: 19 Manapiare
Poliductos: 1.144 km Puerto CAPACIDAD DE ALMACENAMIENTO
Transporte marítimo: 14 buques
Movimiento vía fluvial: 11 gabarras
Venado
8.360 MBls
Puertos y aeropuertos: 33 Atabapo
Transporte terrestre: 1.260 unidades activas flota propia
La Esmeralda
Estaciones de servicio: 1.658
Maroa
Módulos fluviales: 12
Planta de lubricantes terminados Cardón: 93,44 MML

Río Negro

Proyecto Autogas En el año 2016 se realizó la conversión de 794 vehículos al
sistema bi-combustible, de los cuales 500 fueron producidos
• Construcción de puntos de expendio por las empresas ensambladoras y comercializadoras y 294
fueron convertidos en los centros correspondientes.
Para el suministro al detal del gas vehicular, se culminó
durante el año 2016 la construcción de un punto de expendio. • Consumo de Gas Natural Vehicular (GNV) en el ámbito
Actualmente se dispone de 317 puntos de expendio en nacional
estaciones de servicios en el ámbito nacional.
El consumo de GNV durante el año 2016, fue de 61.481.170
• Conversión de vehículos al sistema bi-combustible m3, lo cual representa un incremento de 5% con respecto
al año 2015, cuando el consumo alcanzó 58.560.511.
Para realizar la conversión de los vehículos al sistema dual La cantidad de GNV consumido en el año 2016 liberó un
de combustible, se dispone de 23 centros de conversión volumen equivalente de 1,61 MBD de gasolina.
operativos (ocho centros de conversión fijos y 15 centros de
conversión móviles).

TRANSPORTE, BUQUES Y TANQUEROS

TRANSPORTE, BUQUES Y TANQUEROS
Suministro y logística PDV Marina
Durante el año 2016, se desarrolló una intensa actividad En relación con las actividades operacionales,
naviera para la logística del suministro de hidrocarburos comerciales y técnicas de la filial PDV Marina, estas
de PDVSA, en los mercados nacional e internacional. fueron desarrolladas de manera ininterrumpida y
La actividad naviera se desenvuelve con 72 buques confiable. Se garantizó el suministro de hidrocarburos
pertenecientes a la flota propia y contratada de PDVSA. La en los mercados nacional e internacional, tanto de
flota propia está conformada por 25 buques activos de PDV PDVSA como de la empresa Petrochina Internacional.
Marina (21 buques 100% PDV Marina, dos buques de CV El volumen total movilizado fue de 198 MMBls. Los
Shipping, empresa mixta conformada por PDV Marina y volúmenes transportados por PDV Marina que pertenecen
Petrochina Internacional y dos buques de Transalba, empresa a PDVSA, se realizaron a través de 25 buques. De
mixta cubano-venezolana), 30 tanqueros contratados con estos 21, pertenecen a PDV Marina (Yare, Terepaima,
diferentes empresas mixtas y aliadas y 17 buques de terceros. Paramaconi, Tamanaco, Negra Matea, Negra Hipólita,
Estos 72 buques movilizaron un total de 462 MMBls de Manuela Sáenz, Luisa Cáceres, Guanoco, Eos, Ícaro,
hidrocarburos en el año. Hero, Nereo, Parnaso, Proteo, Teseo, Zeus, Río Orinoco,
Río Arauca,Río Apure y Río Caroní) y dos pertenecen a
El volumen movilizado de productos negros (crudos y la empresa mixta CV Shipping (VLCC Ayacucho, VLCC
residuales) en el año 2016, fue de 319 MMBls. Del total, Carabobo). Los volúmenes transportados por PDV Marina
253 MMBls (79%) fueron movimientos de Almacenamiento pertenecientes a la empresa PetroChina Internacional, se
en el exterior (Almaex) y exportación, 50 MMBls (16%) realizaron a través de dos buques tanques de la empresa
fueron movimientos de cabotaje y 16 MMBls (5 %) fueron mixta CV Shipping (VLCC Boyacá, y VLCC Junín)
movimientos de insumos para IFO 308.
En lo relativo a la flota de remolcadores, fueron adquiridas
El volumen movilizado de productos blancos (gasolinas, dos nuevas unidades (Magnolia y Bromelia) para fortalecer
naftas, combustible residual fuel oíl, kerosene y otros) fue de la flota nacional y reemplazar los remolcadores fletados a
125 MMBls. Del total, 92 MMBls (74%) fueron movimientos terceros. Estas adquisiciones permiten la ampliación de la
de cabotaje, 15 MMBls (12%) fueron movimientos de operatividad de las maniobras de atraque y desatraque de
Almaex y exportación y 18 MMBls (14 %) para movimientos buques en muelles de PDVSA.
de insumos desde la Refinería Isla.
En el mismo orden de ideas, se adquirieron tres lanchas de
El volumen de productos de especialidades y GLP movilizados amarre (Cedro, Nogal y Saman), lo cual permite afianzar
en el año 2016, fue de 18 MMBls. Del total, 11MMBls la operatividad de las maniobras de atraque y desatraque en
(61%) correspondieron a movilización de insumos; 5 MMBls las plataformas y monoboyas en el Terminal de Jose.
(28%) a cabotaje y 2 MMBls (11%) fueron movimientos de
exportación. En referencia a los certificados, se realizó la renovación de
P & I, ITOPF, Bunker y CLC Blue Card de las unidades
En aras de asegurar la continuidad operacional con los mayores (tanqueros), y la renovación P&I de la flota
compromisos adquiridos en suministro, se dio prioridad a la menor. Con ello se logra el cumplimiento de documentos
contratación de buques con empresas de países aliados, los estatutarios de navegación de ambas flotas de la filial, el
cuales se encuentran en óptimas condiciones operacionales cual es exigido por la autoridad portuaria (INEA).
y proporcionan a la industria una racionalización y
optimización de recursos.

P R I N C I PA L E S A C T I V I DA D E S T R A N S P O RPTREI N
, B
CU Q ULEESS YA CTA
I PA T INVQI DA
UERDO
ES
Se realizó el programa de reentrega de 17 unidades menores contratadas, que fueron reemplazadas por unidades propias. Esta
sustitución permitió ahorrar divisas a la empresa y avanzar en el fortalecimiento de nuestra soberanía. Asimismo, se amplía
la operatividad de las maniobras de atraque y desatraque de buques en muelles de PDVSA. Las unidades reemplazadas son
las siguientes:
• Ocho remolcadores: Eagle, Champion, Virgen del Valle, Sigma, Annie, Svitzer Burondi, Svitzer Honour, Svitzer Honesty.
• Siete lanchas: Iris, Ryan, Tormenta, Ram I, Costa Azul VII, Andrés I y Bárbara.
• Un moto empujador: Panare.
• Una gabarra: Río Manamo.
A continuación se muestran los volúmenes de hidrocarburos transportados durante el año 2016, tanto en el ámbito nacional
como en el internacional.
TABLA • VOLÚMENES TRANSPORTADOS AÑO 2016 (BARRILES)
Flota Productos blancos Asfalto Productos negros Total
PROPIA 13.602.803 266.908 37.522.067 51.391.778
LAKEMAX - - 52.749.175 52.749.175
SUEZMAX - - 36.908.969 36.908.969
VLCC - - 56.710.039 56.710.039
FLUVIAL 276.680 - - 276.680
Total barriles 13.879.483 266.908 183.890.250 198.036.641
PDVSA Naval • Diques y Astilleros Nacionales, C.A. (DIANCA)
PDVSA Naval es una filial 100% propiedad de PDVSA, El 23 de junio de 2009 el Ejecutivo Nacional formalizó la
constituida el 6 de febrero de 2008, con el propósito de transferencia de acciones a PDVSA (PDVSA 60% y Armada
desarrollar la infraestructura naval (astilleros, buques, 40%), para la construcción, reparación, mantenimiento y
plataformas y puertos), plataformas de explotación costa modificación de buques hasta 30.000 TPM, maquinarias
afuera y la adquisición de buques en países aliados en y equipos auxiliares. Se encuentran ubicados en Puerto
mercados secundarios que garanticen la autonomía de las Cabello, municipio Borburata, estado Carabobo.
operaciones petroleras de la industria nacional.
• Empresa Naviera (ALBANAVE)
La filial dirige sus esfuerzos a fin de establecer acuerdos con
inversionistas potenciales que participen en el desarrollo Creada el 5 de marzo de 2008, para realizar la explotación
de proyectos en el área naval, tejido industrial naval, industrial y comercial de la navegación fluvial, marítima,
transferencia de tecnología, convenios para la fabricación y costera y de altura.
compra de buques y desarrollo de centros de investigación.
Proyectos en desarrollo
Filiales operativas:
• Astillero del Alba (ASTIALBA)
• Astilleros Navales Venezolanos, S.A. (ASTINAVE)
Construcción y puesta en operación de un astillero ubicado
Astillero adquirido el 20 de octubre de 2008, con el en el municipio Cruz Salmerón Acosta, estado Sucre,
97,55% de las acciones, para la construcción, reparación y destinado a la reparación y mantenimiento de buques tipo
mantenimiento de buques hasta 100.000 toneladas de peso Panamax, Aframax, Suezmax y VLCC.
muerto (TPM), gabarras, remolcadores y lanchas de diversos
usos. Se encuentra ubicado en la Península de Paraguaná,
municipio Los Taques, estado Falcón.

• Programa de Construcción y Adquisición de Buques
El proyecto contribuye al Plan de Negocios de PDV Marina para la renovación de su flota, enmarcado en la Ley del Plan de
la Patria, Segundo Plan Socialista de Desarrollo Económico y Social de la Nación 2013-2019.
Ejecuta los servicios de soporte técnico a la industria petrolera para el diseño, evaluación y adquisición de buques (nuevas
construcciones y/o mercado secundario). Actualmente el servicio está enfocado en la supervisión, inspección y control del
proyecto de ampliación de la flota de PDV Marina con asistencia y apoyo técnico; así como en la filial Costa Afuera, en
el análisis y elaboración de especificaciones técnicas para fletamento y nuevas adquisiciones, accesorios de navegación y
unidades de apoyo a las actividades Costa Afuera.
• Proyecto de construcción de dos buques producteros de 47.000 TPM en la República de Argentina
El avance de esta obra a cargo del Astillero Río Santiago (ARS), empresa argentina con tradición en la construcción de buques,
demuestra la relevancia que tiene para PDVSA el desarrollo de la industria naval venezolana, el proceso de transferencia
tecnológica y la capacitación del personal de la estatal petrolera en el sector naviero.
TABLA • PROYECTO DE CONSTRUCCIÓN DE BUQUES EN PAÍSES ALIADOS - ARGENTINA
2016
2012
2014
2015
2018
2019
2013
2017
2011
Unidad de medida Comentarios / Justificación
Construcción de dos buques C-79

producteros de 47.000 TPM Se prevé la entrega del buque C-79 en diciembre de
(volumetría: 345.000 barriles) 2017 y el C-80 sea entregado 18 meses después.
Argentina C-80
• Proyecto de adquisición de remolcadores
Basado en el vencimiento de los contratos de fletamento, el cronograma de fin de la vida útil de la flota de PDV Marina y
las necesidades inmediatas, a mediano y largo plazo, así como tomando en consideración las políticas de desarrollo de la
industria naval de los astilleros nacionales (DIANCA y ASTINAVE) y su capacidad productiva, se han realizado concursos
abiertos internacionales para adquisición de los siguientes remolcadores:
TABLA • PROYECTO DE ADQUISICIÓN DE REMOLCADORES – ORGANIZACIÓN CONTRATANTE: PDV MARINA

Total
2016
2014
2015
2018
2019
2017
Unidad de medida Comentarios / Justificación
Renovación y sustitución de Cantidad de remolcadores 18 7 2 2 29

entregados Se han entregado a PDV Marina 25 remolcadores. Se estima que
la flota de 29 remolcadores
dos remolcadores llegarán el primer semestre de 2017 y los dos
de los terminales de
restantes en espera de financiamiento.
carga de PDVSA

P R I N C I PA L E S A C T I V I DA D E S T R A N S P O RPTREI N
, B
CU Q ULEESS YA CTA
I PA T INVQI DA
UERDO
ES
PDVSA Empresa Nacional de Transporte (ENT)
Durante el año 2016 la ENT transportó en promedio 341 MBD, de los cuales 303 MBD (89%) se realizaron con flota
propia y 38 MBD (11%) fueron transportados con flota privada. En comparación con el año 2015, el volumen transportado
disminuyó en 43 MBD, principalmente por bajos inventarios de productos en planta y al plan de lucha contra el contrabando
de extracción de combustible que adelanta el Ejecutivo Nacional.
Del volumen transportado por la ENT durante el año 2016, se movilizaron a las estaciones de servicios aproximadamente
270 MBD (79%), al sector eléctrico 31 MBD (9%), a clientes industriales 26 MBD (8%), al consumo propio PDVSA 9 MBD
(3%) y a puertos y aeropuertos 5 MBD (1%).
Para el año 2016 la ENT contó con 1.431 unidades con GPS instalados; este dispositivo permite el control de las unidades
mediante el sistema GTRMAX, desde la salida de las plantas de distribución hasta su retorno, garantizando la seguridad y
entrega oportuna del combustible y contribuyendo al Sistema de Control de Combustible en las Estaciones de Servicios
ubicadas en los estados fronterizos (SISCCOMBF). El monitoreo está bajo la responsabilidad de los Centros Integrales de
Control de la Empresa Nacional de Transporte (CICENT), los cuales están ubicados a lo largo del territorio nacional,
La ENT asumió el transporte de azufre líquido, cerró el año 2016 con 1.574 viajes y 47.412.367 litros transportados.
A continuación se muestra el volumen de combustibles movilizados por flota terrestre durante el año 2016 y la comparación
con el promedio del año 2015.
GRÁFICO • VOLÚMENES TRANSPORTADOS POR FLOTA TERRESTRE, AÑO 2016
MBD
500
393 392 382 382 376 376 365 387 374 378
432 387
353
375
400 384 358

335 361 356 348 328 341
347 339 327 349
316 330
84% 88% 89% 89% 89%

89% 89% 89% 89%
88% 88%
318
89%
321
88% 89%
317
317
300
309
303
308
303
310
292
293
295
282
288
200
100
63
39
38
40
44
36
38
38
38
38
40
34
35
39
0
PERIODO
2015 ENE-16 FEB-16 MAR-16 ABR-16 MAY-16 JUN-16 JUL-16 AGO-16 SEPT-16 OCT-16 NOV-16 DIC-16 ENE-DIC-16
Transportado Transportado Total transportado Pronóstico terrestre % Participación ENT

ENT privado (ENT+privado) mercado nacional 2016

A continuación se muestra la conformación de la flota terrestre para el período 2009 - 2016.
GRÁFICO • FLOTA TERRESTRE OPERATIVA DE LA ENT PARA EL TRANSPORTE DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS, 2009 – 2016
2000
Chutos Cisternas 1.749

1.642 1.649
1.576 1.534
1500
1.424 1.464
1.314
1.348
1.081 1.081
1000
901
848
787
500 477
416
N° Unidades
0
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
A continuación se muestran los distintos tipos de combustibles transportados por la ENT durante el año 2016 y la comparación
con el promedio del año 2015.
GRÁFICO • VOLUMEN POR TIPO DE COMBUSTIBLE TRANSPORTADO POR FLOTA PROPIA, AÑO 2016
MBD
400
317 318
317 310 308 293 303 288 311 301 303
321 282
300 295 93 93
92 90 87 82 87 77 77 84 73 85
89
80
109 104 107

200 117 115 111 105
66 75 115 115 113 119
57
161
100 153 145
103 105 102 103 102 108 109
96 99 97 97
0
Período Período
ene-16 feb-16 mar-16 abr-16 may-16 jun-16 jul-16 ago-16 sept-16 oct-16 nov-16 dic-16 Ene-Dic-16
Ene-Dic-15
JET A-1 4 4 4 4 4 4 3 3 4 5 3 3 3 4
KEROS 0 0,11 0,14 0,10 0,11 0,08 0,09 0,11 0,08 0,07 0,08 0,07 0,11 0,09
DIESEL 89 80 92 93 93 90 87 82 87 77 77 84 73 85
G-91 66 57 75 117 115 115 115 111 113 109 104 119 107 105
G-95 161 153 145 103 105 102 103 96 99 97 97 102 108 109
TOTAL 321 295 317 317 318 310 308 293 303 288 282 311 301 303

INVESTIGACIÓN Y DESARROLLO
INVESTIGACIÓN Y DESARROLLO
INTEVEP
La orientación estratégica de INTEVEP es fortalecer la Se concluyó el procesamiento sísmico multicomponente de onda

capacidad tecnológica de la industria venezolana de los convertida de los levantamientos Huyapari Desarrollo (95 km2) y
hidrocarburos, a través de la investigación básica orientada, Térmico (20 km2), como apoyo en los estudios de caracterización
la investigación estratégica, investigación aplicada y el sísmica de yacimientos y reducción de incertidumbre en la
desarrollo; asistencia técnica especializada, ingeniería navegación de pozos para la empresa mixta Petropiar.
conceptual y básica, información y asesoría, así como
generar soluciones tecnológicas integrales con el desarrollo Se concluyó el procesamiento sísmico del levantamiento
de tecnologías propias, con especial énfasis en exploración, Cerro Negro 96B3D (330 km2) para la empresa mixta
producción y refinación. De igual manera, es responsable Petroindependencia, permitiendo obtener datos que apoyan
de resguardar el acervo tecnológico alineado a los planes los estudios especializados de análisis de variaciones de
de la corporación y la nación. amplitud e inversión sísmica simultanea para la discriminación
litológica del área.
La cartera de proyectos para el año 2016 está conformada
por 46 proyectos, distribuidos en las gerencias generales Se culminó el procesamiento sísmico multicomponente de un
de la siguiente manera: siete proyectos pertenecientes área piloto del levantamiento Río Claro 11M3D3C (116 km2).
a exploración y estudios de yacimientos, 20 proyectos También se realizó el estudio de factibilidad de propagación
a producción, 15 proyectos a refinación y cuatro de depósitos sedimentarios, a través de la inversión sísmica,
proyectos de soporte tecnológico. Del total de proyectos para la empresa mixta Petrocarabobo.
de la cartera, se contabilizan 267 actividades y 454
productos planificados. Asimismo, la distribución de las Se realizó la actualización del modelo geomecánico del
actividades de la cartera de proyectos está compuesta campo El Roble, ubicado en el estado Anzoátegui, con datos
de la siguiente forma: investigación (21%), desarrollo reales del pozo RPN-088 con un potencial estimado de 3,35
(31%), asistencia técnica especializada (43%) y MMPCD de gas y 203 BPD de crudo.
actividades de ingeniería (5%).
Producción
Participación de INTEVEP en los negocios petroleros
Se realizaron Asistencias Técnicas Especializadas (ATE)
Exploración y estudios de yacimientos orientadas al análisis integral sobre problemática de fallas
en cabillas en Petropiar, a fin de garantizar la continuidad
Se desarrolló un modelo estratigráfico - secuencial de pozos operacional para la producción asociada de 25.600 Bl/día, la
en los campos Jusepín-Cotoperí, Santa Bárbara - Pirital, integridad de los pozos y mejorar la eficiencia en los procesos
Orocual Profundo – Somero, al norte del estado Monagas, de recuperación de crudos en la FPO Hugo Chávez.
con el objetivo de mejorar la caracterización sedimentológica
y estratigráfica de los campos en estudio y optimizar el Se completaron 288 acciones de asistencias técnicas
esquema de explotación de sus yacimientos asociados. especializadas, que incluyeron el apoyo técnico de
profesionales en las áreas de exploración y producción,
En el estudio geocientífico multidisciplinario realizado en asociadas a los procesos de ambiente, confiabilidad,
el cretácico de la FPO Hugo Chávez, se logró ubicar tres construcción de pozos, estudios de yacimientos, gas,
áreas de interés en el bloque Junín: en Petrourica con un infraestructura, mejoramiento y productividad, brindando
área de 210 km2, en Petro San Félix con un área de 140 información para la resolución de problemas operacionales.
km2 y en Arecuna con un área de 75 km2. Estas tres áreas son
oportunidades tempranas en la FPO para ser desarrolladas. INTEVEP en conjunto con la empresa rusa Rosneft y la empresa
mixta Petromonagas, diseñó la matriz experimental para

P R I N C I PA L E S A C T I V I DA D E S I N V EPSRTIINGCAICPA
I ÓLNE SY ADCETSIAVRI DA
ROLDLEO
S
los estudios de factibilidad técnica en el uso de soluciones Se realizó la caracterización de seis bases lubricantes API
poliméricas, como método de recuperación mejorada de Grupo II (Motiva y Phillips), así como la evaluación de la
hidrocarburos (RMH) para la FPO Hugo Chávez. factibilidad técnica de su incorporación en formulaciones de
productos PDV de alto desempeño, obteniéndose resultados
Se realizaron actividades para la prueba piloto de inyección satisfactorios.
de polímeros en el bloque Junín: evaluaciones monofásicas
y bifásicas en medios porosos, manejo de fluentes y uso de Se desarrolló un nuevo producto para motores a gas natural,
trazadores en procesos químicos, entre representantes de Motorgas W40, con propiedades superiores al producto
Petrocedeño e INTEVEP S.A. comercializado actualmente en estabilidad a la oxidación,
protección contra el desgaste y corrosión de cilindros y cojinetes.
Como parte del apoyo del sector productivo nacional con la
empresa Proambiante (PROAMSA), se inició la manufactura Mediante ATE se aseguró la continuidad de las operaciones y
de ORIMATITA® a partir de 3.000 T de mineral de hierro confiabilidad de los sistemas intervenidos, que comprometen
Hematita suministrado por la CSV-Ferrominera del Orinoco. la producción de 200 MBPD de componente de gasolina
Asimismo, se inició la adecuación del proceso de molienda proveniente de las unidades de conversión media.
de hematita (1000 T) de la planta perteneciente a la unidad
productiva de PDVSA Industrial – PROBASIN, con la cual se Se completaron un total de 91 ATE que incluyen el apoyo
podrá cubrir la producción de 50.000 T de ORIMATITA®. técnico de profesionales en el área de procesos y tecnología de
materiales en unidades de la Refinería Puerto La Cruz, Centro
Se inició el protocolo de aplicación del inhibidor de Refinador Paraguaná y el circuito refinador internacional.
incrustaciones INTAV® en la Dirección Ejecutiva de
Producción Occidente, en las estaciones de flujo 2-9 (1468 Otros aspectos de interés
BNPD, UP lago medio) y CL-2 (5100 BNPD, UP Centro Sur
Lago), estado Zulia. Se mantuvo la custodia de 183 invenciones que representan
el portafolio tecnológico, tanto de PDVSA como de sus filiales
Mediante simulación multifásica se establecieron y evaluaron (incluyendo las empresas mixtas), correspondiendo a la fecha
tres escenarios para determinar el líquido acumulado y la el acumulado de 900 patentes, 421 marcas comerciales y
merma de gas en la red de transporte. Se concluyó que la 129 derechos de autor.
mejor opción de manejo es la que considera la eliminación
del tramo G36” Zapato Viejo – Soto, perteneciente a PDVSA Se elaboraron, actualizaron y publicaron 36 normas técnicas
Gas Anaco, en el estado Anzoátegui, aumentando la PDVSA, contribuyendo con la transferencia de tecnología y
eficiencia de transporte de aproximadamente 800 MMPCED conocimiento, la protección del ambiente, la seguridad de los
de gas al mercado interno y disminuyendo la merma por el trabajadores, mejoras en el proceso de procura de materiales
orden de 10 MMPCED. y equipos, racionalización de los contratos de ingeniería y la
continuidad operacional de la empresa.
Refinación e industrialización
Como parte del resguardo del acervo técnico, se incorporaron
Se aseguró la continuidad de las operaciones y confiabilidad 367 enlaces de tesis electrónicas, se catalogaron 23
de los sistemas intervenidos, que comprometen la producción monografías, 1.624 publicaciones periódicas y se realizó la
de 200 MBPD de componente de gasolina, proveniente carga al servidor de 900 documentos digitalizados.
de las unidades de conversión media en los estados Zulia,
Falcón y Anzoátegui (Bajo Grande, CRP, Refinería Puerto La
Cruz). Asimismo, se completaron un total de 91 ATE en las
áreas de procesos y tecnología de materiales, en el circuito
refinador nacional e internacional.

Los aportes para el desarrollo social del país efectuados por
PDVSA durante el período 2001-2016, se orientan al apoyo a
misiones y proyectos sociales. Estas contribuciones se realizan
a través del Fondo Independencia 200, Fondo Simón Bolívar
para la Reconstrucción Integral, Fondo de Desarrollo Social de
PDVSA, Fondo de Asfalto y Fondo de Empresas de Propiedad
Social (EPS), además de las contribuciones al Fondo de
Desarrollo Nacional (FONDEN), al Fondo para el Desarrollo
Económico y Social del País (FONDESPA), Fondo Conjunto
Chino Venezolano y al Fondo de Ahorro Nacional de la Clase
Obrera (FANCO).
Adicionalmente, con la finalidad de profundizar la verdadera

siembra del petróleo, la eliminación del desequilibrio entre
el desarrollo social, el desarrollo de la industria y su entorno
social y la construcción del Socialismo Bolivariano del Siglo
XXI, la Junta Directiva de PDVSA aprobó en el año 2006,
10% del monto invertido en obras y proyectos petroleros
de todas sus filiales, sea dedicado al desarrollo social, en
las áreas de educación, vialidad, salud, infraestructura de
servicios y economía social, entre otros. A partir del año 2011,
este porcentaje fue utilizado para apalancar la Gran Misión
Vivienda Venezuela (GMVV).
En la siguiente tabla se indican los aportes realizados (en

millones de dólares equivalentes) al desarrollo social durante
el período 2001-2016.
DESARROLLO SOCIAL
P R I N C I PA L E S A C T I V I DA D
PER SI N C D E SLAERSRAOCLTLIOV ISDA
I PA O CD
IAEL
S
TABLA • APORTES A MISIONES, PROGRAMAS SOCIALES, FONDEN Y FONDESPA 2001 - 2016
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 TOTAL
Misión Ribas - - 32 320 371 280 133 330 599 361 322 405 150 157 46 15 3.521
Misión Alimentación - - - 146 303 325 916 212 - 1.210 1.238 317 1.569 1.607 835 306 8.983
Misión Barrio Adentro I, II y III - - 34 275 309 1.693 3.258 130 7 3.463 3.781 5.581 3.888 4.321 2.159 1.063 29.962
Misión Vuelvan Caras - - - 172 220 240 29 11 - - - - - - - - 672
Misión Milagro - - - - 125 - 25 9 - - - - - - - - 159
Misión Sucre - - 3 113 668 - - 17 6 156 2 - - 1 - - 966
Misión Ciencia - - - - - 291 28 - - - - - - - - - 319
Misión Revolución Energética - - - - - 210 219 174 745 2.115 2.197 69 196 250 142 - 6.317
Gran Misión Vivienda Venezuela

- - 300 500 500 476 659 221 157 1.251 4.010 - - - - - 8.074
y Otros Aportes para Vivienda
Gran Misión AgroVenezuela - - - - - - - - - - 1.140 - - - - - 1.140
Gran Misión Hijos de Venezuela - - - - - - - - - - - 598 - - - - 598
Gran Misión en Amor

- - - - - - - - - - - 1.241 - - - - 1.241
Mayor Venezuela
Gran Misión Barrio Tricolor - - - - - - - - - - - - 325 - - - 325
Proyectos agrícolas - - - 600 600 423 919 848 54 14 362 109 102 17 141 15 4.203
Proyectos de infraestructura - - - - - - - - - 335 623 63 799 204 574 3 2.600
Proyecto Autogas - - - - - - - - 91 202 116 230 89 5 6 - 739
Fondo Alba Caribe - - - - - 40 72 - 50 - - - - - - - 162
Fondo Bicentenario - - - - - - - - - 738 - - 149 - - - 887
Fondo Especial de la Juventud - - - - - - - - - - - - 40 - - - 40
Fondo Seguridad - - - - - - - - - 455 84 - 19 - - - 558
Fondo Miranda - - - - - - - - - 5.083 4.306 5.113 4.705 687 8.015 5.385 33.294
Fondo Deporte - - - - - - - - - 28 97 - - - - - 125
Fondo Chino - - - - - - - 864 2.065 2.507 5.022 5.760 5.817 6.854 6.355 2.931 38.175
Plan de Vialidad - - - - 113 28 77 237 125 93 1.155 210 1.657 50 17 11 3.774
Plan Caracas Bicentenario - - - - - - - - - - 145 170 77 10 - - 402
Obras hidráulicas - - - - - 27 23 54 14 24 757 6 180 3 - - 1.088
Núcleos de Desarrollo Endógeno - - - - 55 47 130 46 5 - - - - - - - 283
Aportes sector eléctrico PDVSA - - - - - 163 650 822 1.089 3.578 1.566 1.435 1.097 601 601 477 12.079
Apoyo a emergencia por lluvias - - - - - - - - - 37 219 175 103 - - - 534
Aportes a comunidades 34 14 12 133 5 677 418 148 382 245 585 3.808 1.430 413 168 29 8.502
Aporte Social Proyectos

- - - - - 202 262 578 369 297 623 1.680 343 131 119 28 4.631
de Inversión PDVSA
Fondo de Ahorro de
- - - - - - - - - - - 1.162 102 208 63 5 1.540
los Trabajadores
Otras misiones y aportes - - 168 57 493 152 230 289 248 31 307 161 504 162 - - 2.802
Tajeta Misiones Socialistas

- - - - - - - - - - - - - - - 108 108
Hogares de la Patria
Subtotal aportes a misiones
34 14 549 2.316 3.762 5.274 8.048 4.990 6.006 22.223 28.657 28.293 23.341 15.680 19.242 10.376 178.805
y programas sociales
Contribuciones al FONDEN - - - - 1.525 6.855 6.761 12.384 600 1.334 14.728 15.572 10.418 10.400 976 599 82.152
FONDESPA - - - 2.000 2.000 229 - - - - - - - - - - 4.229
Subtotal FONDEN y FONDESPA - - - 2.000 3.525 7.084 6.761 12.384 600 1.334 14.728 15.572 10.418 10.400 976 599 86.381
Total aportes a misiones,

programas sociales, 34 14 549 4.316 7.287 12.358 14.809 17.374 6.606 23.557 43.385 43.865 33.759 26.080 20.218 10.975 265.186
FONDEN y FONDESPA
Nota: mayor información sobre el Desarrollo Social, así como las actividades de otras organizaciones como PDVSA La Estancia, Seguridad
Industrial e Higiene Ocupacional y Ambiente, se encuentra disponible en el Balance de la Gestión Social y Ambiental de PDVSA 2016.

CON V ENIOS DE COOPER ACIÓN ENERGÉ T IC A
CONVENIOS DE COOPERACIÓN
ENERGÉTICA
PETROAMÉRICA
Petroamérica surge como una propuesta del Gobierno de la República Bolivariana de Venezuela para la integración
energética de los pueblos del continente, enmarcada en la Alianza Bolivariana para los Pueblos de Nuestra América
(ALBA) y establecida en los principios de apoyo y complementariedad de las naciones en el uso equitativo y democrático
de los recursos para el progreso de sus pueblos.
Petroamérica acoge los principios rectores de la ALBA: integración energética, solidaridad, complementariedad, comercio
justo, fomento de las inversiones en América Latina, así como trato especial y diferenciado a las naciones según sus
capacidades. Ambas iniciativas comparten el propósito histórico y fundamental de unir las capacidades y fortalezas de
los países que las integran, para la definición conjunta de grandes líneas de acción política común entre estados que
comparten una misma visión del ejercicio de la soberanía, desarrollando cada uno su propia identidad.
PDVSA AMÉRICA, S.A.
PDVSA creó en el año 2006 la filial PDVSA América, S.A., con la finalidad de implementar las políticas energéticas de la
República Bolivariana de Venezuela en Latinoamérica, el Caribe y a escala continental, que contribuyan al posicionamiento
del país como potencia energética regional, desarrollando las relaciones energéticas, políticas, culturales y económicas en
favor de la equidad y la justicia social.
Las actividades desarrolladas se centran en fortificar el papel de PDVSA como proveedor confiable de hidrocarburos y
en establecer la estrategia de diversificación de mercados que impulsa la República Bolivariana de Venezuela, para la
conformación de un nuevo mapa energético mundial, en el cual Latinoamérica se convierte en un polo energético.
La constitución de empresas mixtas, primordialmente con empresas estatales, ha sido una de las estrategias utilizadas
para emprender de forma conjunta obras diversas, con el objetivo de promover la participación de los países en su propio
desarrollo y optimizar la capacidad de ejecución.
A continuación se presentan los principales logros alcanzados en 2016 por las empresas filiales y mixtas de PDVSA
América, en el marco de la cooperación internacional, en las regiones andina y sur:
Región andina
En esta región PDVSA América, S.A. posee la filial PDV Andina, S.A. y sus socios estratégicos son Bolivia y Ecuador.
Además, ejecuta su misión a través de las filiales PDVSA Bolivia, S.A. y PDVSA Ecuador, S.A., con oficinas en La Paz y
Quito, respectivamente.

C O N V E N I O S D E C OCOOPNEVREANCIIOÓSNDEEN E
CROG E IRCAAC I ÓPNE TERNOEARM
OÉPT GÉR
T IC A
TABLA • PDVSA BOLIVIA, S.A.
Estrategia a desarrollar Logros
Exploración a riesgo en los bloques Subandino Norte y Sur (departamentos de La Paz- Se culminaron los estudios exploratorios en los Bloques Subandino
Norte y Subandino Sur, arrojando como resultado baja prospectividad
Tarija y Chuquisaca) en alianza con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB),
de estos. En función de los resultados obtenidos, se decidió realizar la
a través de la empresa mixta YPFB Petroandina S.A.M. devolución de los bloques asignados.
Se logró la comercialización de 5,7 mil toneladas de cemento asfáltico

en el mercado interno, destinado a proyectos de desarrollo de la
Ampliar la colocación regional de derivados de los volúmenes de combustibles y infraestructura vial que viene llevando adelante el gobierno de Bolivia.
productos venezolanos, a través del Acuerdo Energético de la ALBA, en sinergia con la
filial PDVSA Petróleo, S.A. Se concretó la suscripción de un contrato de suministro de 5,5 mil
toneladas de asfalto modificado con polímeros para la construcción de
la carretera Turco – Cosapa (80 km).
Posicionamiento de la marca de lubricantes PDV® mediante el abanderamiento de Se dio continuidad a la presencia de los lubricantes PDV® en el mercado
estaciones de servicio en el eje troncal de Bolivia, importando combustible de Venezuela interno de Bolivia, manteniendo las actividades de comercialización y
y comercialización de lubricantes PDV, en sinergia con PDVSA Ecuador. posicionamiento de nuestra marca comercial.
La empresa mixta ENDE Andina S.A.M. cuenta con una capacidad

instalada y operativa de 460 MW en sus tres plantas termoeléctricas,
convirtiéndose en el actor más importante en Bolivia en el ámbito de la
Generación eléctrica a través de la empresa mixta ENDE Andina S.A.M. (Planta operativa generación termoeléctrica.
Entre Ríos de 100 MW, planta operativa del sur de 160 MW y puesta en operación la nueva
Actualmente se desarrolla el proyecto de implementación de
planta Warnes de 200 MW). Además de la ampliación de la Planta Termoeléctrica del Sur turbogeneradores de ciclo combinado en sus plantas, con el objetivo
y la implementación de su ciclo combinado. de incrementar la eficiencia y rendimiento energético de sus unidades
de generación, disminuyendo el consumo de gas por cada megavatio
generado, así como las emisiones de CO2.
TABLA • PDVSA ECUADOR, S.A.
La empresa mixta Operaciones Río Napo C.E.M. (70% Petroecuador – 30%

PDVSA) logró una producción promedio de 72,5 MBD a junio 2016. En la
actividad de perforación y reacondicionamiento de pozos de desarrollo, se
perforaron dos pozos y se reacondicionaron 23.
En julio de 2016 la Superintendencia de Compañías de Ecuador, ordenó la

liquidación de la empresa Operaciones Rio Napo, C.E.M; por lo tanto, la
Optimización de la producción del Campo Sacha, usando nuevas tecnologías empresa Petroamazonas EP absorbió las operaciones y la fuerza hombre
de levantamiento artificial. de la misma.
PDVSA aprobó la venta de las acciones de PDVSA Ecuador en Operaciones

Rio Napo, C.E.M. y la utilización del monto que recibirá para cubrir la
participación accionaria en la Refinería del Pacífico Eloy Alfaro, RDP –
C.E.M. Se firmó el acta de acuerdo definitiva para la venta y se acordaron
las condiciones del contrato de compraventa. Quedó pendiente la firma del
contrato por trámites administrativos del sector ecuatoriano.
Durante el 2016 se finalizó la construcción del acueducto La Esperanza

Construcción del Complejo Refinador y Petroquímico Eloy Alfaro, con una capacidad – Refinería.
de 300 MBD de conversión profunda, que permitirá suplir el mercado interno de Ecuador
y exportar hacia otros países de la región. Actualmente se encuentra en gestión de financiamiento para la ejecución
del proyecto.
La planta de lubricantes PDV Ecuador logró una producción de 4,6

Operación de la planta de lubricantes de PDV Ecuador y abanderamiento de estaciones millones de galones de lubricantes.
de servicio PDV.
Se continúo con las exportaciones de lubricantes, ubicándose en 211.655 galones.

Región Sur
Integrada por Argentina, Uruguay y Paraguay, PDV Sur, S.A., filial de PDVSA América, S.A., ejecuta su misión a través de
las filiales PDVSA Argentina, S.A., PDVSA Uruguay, S.A. y PDVSA Paraguay, S.A., cuyas oficinas están situadas en: Buenos
Aires, Montevideo y La Asunción, respectivamente.
TABLA • PDVSA ARGENTINA, S.A.
Durante el año 2016 PDVSA incrementó su participación accionaria en

FIL, asociada a los aportes realizados en años anteriores. Incorporación
Se constituyó la empresa mixta Fluvialba International Limited (FIL), con el fin de
de barcazas doble casco para así cumplir con la norma de Prefectura Naval
consolidar una red logística de transporte y puertos para las operaciones de PDVSA en Argentina, oficializada en el 2016, que obliga tener barcazas doble casco,
la región, mediante el abastecimiento de combustibles y alimentos, entre otros, por la para carga líquida.
Hidrovía Paraná-Paraguay, permitiendo el transporte en los puertos existentes en la zona
Mediante la obtención de financiamiento externo, se logró la renegociación
de Argentina, Bolivia, Brasil, Paraguay y Uruguay.
de la construcción de dos barcazas y la construcción de cuatro nuevas con
una capacidad de carga de 21.000 m³ adicionales.
Posicionamiento de la marca PDV® en la región a través de PCSA, con el fin de desarrollar Durante el año 2016 se mantuvo el apoyo a las estaciones de servicio
el posicionamiento de los lubricantes PDV y combustibles en los mercados de la región. posicionadas en la República de Argentina.
TABLA • PDVSA URUGUAY, S.A.
Durante el año 2016 se mantiene la participación accionaria de PDVSA

Desarrollo del Complejo Alcoholes de Uruguay (ALUR), para producción de Uruguay en ALUR de 9,21%. A través de su participación en ALUR,
biocombustibles y alimentos. PDVSA contribuye al desarrollo de la actividad agricola e industrial a través
de la producción de azucar y sus derivados.
Durante el año 2016, se continuó con el desarrollo de la comercialización

Suministro de combustible bajo el Acuerdo de Cooperación Energética de Caracas.
de lubricantes PDV en Uruguay.
TABLA • PDVSA PARAGUAY, S.A.
Comercialización de combustibles y lubricantes venezolanos y el Durante el año 2016 se continuó con la comercialización de combustible y
desarrollo de capacidad local de almacenamiento y logística. lubricantes venezolanos, manteniendo niveles de venta similares al año 2015.
Control, seguimiento y apoyo sobre las operaciones, proyectos y organización La optimización de los recursos operativos y financieros obtenidos a raíz
de las revisiones realizadas en el análisis técnico – económico, se tradujo
administrativa de Fluvialba Paraguay y Naviera Conosur. en una importante disminución en los costos operativos de la flota.

C O N V E N I O S D E CCOOONPVEERNAI C
O ISÓDNEE N
COEO
RG ÉR
PE T IACCAI Ó NP EET
NREO
RCGA
ÉTR IC
BAE
PETROCARIBE
Con la finalidad de materializar y hacer operativo el Acuerdo Petrocaribe, PDVSA creó en septiembre de 2005 la filial PDV Caribe, S.A.
Entre los ámbitos de acción de esta filial está la planificación y ejecución de las actividades de transporte, recepción, almacenamiento,
distribución y comercialización de hidrocarburos, junto con los proyectos de infraestructura necesarios para asegurar el manejo soberano
de los recursos energéticos en los países miembros.
PDV Caribe y sus empresas mixtas, durante el año 2016, adelantaron un proceso de revisión de sus avances en el logro de sus objetivos
para visualizar sus próximos pasos y optimizar sus procesos internos, a los fines de ofrecer mayor eficiencia en su gestión.
TABLA • EMPRESAS MIXTAS BAJO EL ACUERDO PETROCARIBE
País Empresa mixta
Antigua y Barbuda WEST INDIES OIL COMPANY LTD. (PDV Caribe, S.A. 25%, Gobierno de Antigua y Barbuda 51% y Fancy Bridge Límited 24%)
Belice ALBA Petrocaribe Belize Energy Limited (PDV Caribe, S.A. 55% y Belize Petroleum and Energy Limited 45%)
Dominica PDV Caribe Dominica Limited (PDV Caribe, S.A. 55% y Dominica National Petroleum Company Ltd. 45%)
Granada PDV Grenada Limited (PDV Caribe, S.A. 55% y Petrocaribe Grenada LTD 45%)
Jamaica Petrojam Limited (PDV Caribe, S.A. 49% y Petroleum Corporation of Jamaica 51%)
Nicaragua ALBA de Nicaragua, S.A. ALBANISA (PDV Caribe, S.A. 51% y PETRONIC 49%)
República Dominicana REFIDOMSA - PDV,S.A. (PDV Caribe, S.A. 49% y Estado Dominicano 51%)
San Cristóbal y Nieves PDV St. Kitts Nevis Ltd. (PDV Caribe, S.A. 55% y St. Kitts Nevis Energy Company Ltd. 45%)
San Vicente PDV Saint Vincent and The Grenadines Limited (PDV Caribe, S.A. 55% y Petrocaribe St. Vicent and The Grenadines
y Las Granadinas SVG Ltd. 45%)
ALBA Petróleos de El Salvador, S.E.M. de C.V. ALBAPES (PDV Caribe, S.A. 60% y la Asociación Intermunicipal Energía
El Salvador para El Salvador ENEPASA 40%)
Haití Société D´Investissement Pétion Bolívar, S.A.M. (Pétion-Bolívar) (PDV Caribe, S.A. 51% y Estado Haitiano 49%)
Surinam PDV SURINAME, N.V. (PDV Caribe, S.A. 50% y SURFUEL, N.V. 50%)
Entre las actividades desarrolladas en 2016 se resaltan:
• Desde el inicio del Acuerdo de Cooperación Energética Petrocaribe al cierre del año 2016, se han suministrado 349,4 millones de
barriles entre productos refinados y crudos.
• Este mecanismo innovador ha promovido en estos 11 años, el empleo soberano de los recursos naturales para proporcionar a los 18
países signatarios seguridad energética, reducción de las asimetrías en el acceso a los recursos y desarrollo socioeconómico.
• La compensación comercial contempla la posibilidad de que los países signatarios del acuerdo cancelen parte de la porción financiada con
bienes y servicios. En este sentido, PDV Caribe, S.A. cumple con una labor de articulación del proceso de compensación, con el propósito de
apoyar la producción local de los países del bloque y por otro lado, cubrir las necesidades de Venezuela de estos bienes y servicios.
• Celebración del XVI Consejo Ministerial de Petrocaribe, en el cual se destacó la diversificación energética aprovechando los recursos
gasíferos con los que cuenta la región, y proponer energías alternativas que permitan contar con una matriz energética integral.

ACUERDOS DE SUMINISTRO
En el marco de los Acuerdos de Cooperación Energética Jamaica, República Dominicana, San Cristóbal y Nieves,
suscritos entre la República Bolivariana de Venezuela y Santa Lucía, San Vicente y las Granadinas, Surinam y
los países del Caribe, Centroamérica y Suramérica, se Venezuela.
encuentran:
Convenio Integral de Cooperación Cuba - Venezuela (CIC)
Acuerdo de Cooperación Energética de Caracas (ACEC)
Suscrito con la República de Cuba, establece la venta de
Este acuerdo se firmó el 19 de octubre de 2000, entre crudo por parte de Venezuela, hasta 98 MBD de crudo y
la República Bolivariana de Venezuela y los países de productos, bajo el esquema de financiamiento mixto de
Centroamérica y el Caribe. Su conformación involucra corto y largo plazo. A partir de 2008 el esquema de venta
varias etapas, en virtud de la disposición del Estado de fue modificado, facturándose solo a corto plazo.
ampliar la cobertura del acuerdo a todos aquellos países
que lo soliciten y reúnan las condiciones para suscribirlo. Convenio Integral de Cooperación Argentina - Venezuela (CICAV)
En una primera etapa, el acuerdo fue suscrito por República
Firmado con la República Argentina el 6 de abril de 2004,
Dominicana, Guatemala, Costa Rica, Panamá, El Salvador,
originalmente establecía el suministro anual de combustible
Jamaica, Haití, Honduras, Nicaragua, Barbados y Belice.
hasta 21,9 MBD de fuel oil y de 2,7 MBD de gasoil. En 2008
Posteriormente, fue firmado por Bolivia, Paraguay y Uruguay.
se incrementa la cuota hasta 27 MBD de fuel oil y 8 MBD de
Acuerdo de Cooperación Energética de Petrocaribe (ACEP) gasoil, manteniéndose igual hasta la fecha.
Firmado el 29 de junio de 2005, entre la República Alianza Bolivariana para los Pueblos de Nuestra América –
Bolivariana de Venezuela y los países de Centroamérica Tratado de Comercio de los Pueblos (ALBA-TCP)
y el Caribe, muchos de ellos adscritos inicialmente al
Es una plataforma de integración de los países de América
ACEC, los cuales vieron mayores oportunidades de
Latina y el Caribe. Fue creada en La Habana (Cuba) el 14
cooperación e integración en virtud de las ventajas del
de diciembre de 2004, con el nombre de ALBA. Además de
esquema de financiamiento que ofrece este convenio. Los
Venezuela, sus integrantes son: Antigua y Barbuda, Bolivia,
países signatarios de este acuerdo son: Antigua y Barbuda,
Ecuador, Cuba, Haití, Nicaragua, Santa Lucía y Dominica.
Bahamas, Belice, Cuba, Dominica, Granada, Guyana,

C O N V E N I O S D E C O O P E R A C I Ó NC OEN
NVE ERN
GIÉOTSI C
DAE CAOCOUPEERRDAOC SI ÓDNE SE U
NME RI N
G IÉSTTIR
COA
A continuación las cifras de los acuerdos de cooperación para el año 2016:
TABLA • VENTAS A PAÍSES CON ACUERDOS DE COOPERACIÓN ENERGÉTICA 2016 Y 2015
2016 2015
Detalle por país de destino (MBD)
Cuota Suministro Cuota Suministro
Acuerdo de Cooperación Energética de Caracas (ACEC)
Bolivia1 11,5 - 11,5 -
Paraguay 18,6 - 18,6 -
Uruguay 43,8 - 43,8 3,5
Acuerdo de Cooperación Energética Petrocaribe (ACEP)
Antigua y Barbuda 4,4 0,7 4,4 0,8
Belice 4,0 2,8 4,0 2,9
Dominica 1,0 0,2 1,0 0,3
El Salvador 7,0 5,4 7,0 6,6
Granada 1,0 0,8 1,0 0,7
Guatemala 20,0 - 20,0 -
Guyana 5,2 - 5,2 2,3
Haití 1
14,0 11,7 14,0 14,0
Honduras 20,0 - 20,0 -
Jamaica 23,5 3,0 23,5 19,5
República Dominicana 30,0 2,5 30,0 15,6
San Cristóbal y Nieves 1,2 0,5 1,2 0,7
San Vicente y Las Granadinas 1,0 0,5 1,0 0,5
Surinam 10,0 - 10,0 0,7
Convenio Integral de Cooperación Cuba - Venezuela (CIC)
Cuba 98,0 83,7 98,0 97,8
Convenio Integral de Cooperación Argentina - Venezuela (CICAV)
Argentina 35,5 - 35,5 -
Alianza Bolivariana para los Pueblos de Nuestra América - Tratado de Comercio de los Pueblos (ALBA-TCP)
Nicaragua1 27,0 11,0 27,0 24,6
¹Países con condiciones de suministro y financiamiento del ALBA

N U E VOS N EG OC IOS
NUEVOS NEGOCIOS
PDVSA SERVICIOS PETROLEROS
A partir del año 2015, PDVSA Servicios cedió las operaciones Resultados operacionales
de taladro, Ra/Rc y algunos servicios a pozos, flota pesada y
liviana para logística, suministro y mudanza, a los negocios PDVSA Servicios Petroleros es uno de los actores principales
de exploración, producción, empresas mixtas y PDVSA en el proceso de implementación de los planes de producción
Gas, producto de la revisión de resultados y metas en áreas de petróleo y gas, a través de la prestación de sus servicios. A
operacionales, significa esto una reorganización de la continuación se presenta un resumen de los resultados más
filial, en función del redimensionamiento de los procesos relevantes:
medulares que apalancan la producción en el ámbito
• Conformación de Empresas de Capital Mixto (ECM)
nacional, quedando con los procesos de:
• Conformación y coordinación de empresas de capital mixto. Con el fin de contribuir en la prestación de servicios
especializados en pozos a escala nacional y apuntando
• Ingeniería y mejores prácticas.
a eliminar progresivamente el oligopolio existente entre
• Proyectos especiales. las empresas de servicios nacionales tradicionales e
• Mantenimiento mayor de equipos propios (taladros y internacionales, PDVSA Servicios Petroleros, S.A. lleva a
servicios especializados a pozos). cabo la conformación de 17 empresas de capital mixto, de las
cuales en el período logró concretar dos ECM, para alcanzar
• Control de tarifas y tasas.
un total de tres empresas operativas y tres preoperativas.
• Custodiar los activos propios, así como garantizar el
recobro por su uso. • Taladros escuela
• Contratación de bienes y servicios (16 líneas Se encuentran en el país tres taladros escuela de 350 HP
estratégicas y taladros). (PDV-TE-001, PDV-TE-002 y PDV-TE-003), adquiridos en el
• Mantener la homologación de criterios en el área año 2013, los cuales incluyen: sala de simulación, top drive,
de servicios petroleros, la trazabilidad de indicadores cámara de video ajustable, proyectores, equipamiento de
claves del negocio y la memoria histórica. sonido, dispositivos de seguridad, entre otros.
• Servicios especializados a pozos (cementación y • Equipos operativos de servicios especializados en pozos

perforación direccional).
Al cierre del 2016 se encuentran operativos 93 equipos
Las operaciones de PDVSA Servicios Petroleros seguirán de servicios especializados en pozos, en todo el territorio
distribuidas a lo largo del territorio nacional y en el área de nacional.
influencia de las operaciones de producción de crudo y gas.
TABLA • DISTRIBUCIÓN DE EQUIPOS OPERATIVOS DE SERVICIOS ESPECIALIZADOS A POZOS
Líneas de servicios Occidente Faja Oriente Total por línea de servicio
Perforación direccional 12 40 - 52
Unidad de cementación 3 17 4 24
Tubería continua 2 1 5 8
Unidad hidráulica 2 - - 2
Total general 19 58 9 86

• Distribución general de taladros
Al cierre del año 2016 el parque de taladros operativos destinados a la generación de potencial y mantenimiento de la base
de producción en el ámbito nacional, se ubicó en 292 al final del período, de los cuales 55% son equipos propios y 45%
contratados.
• Comportamiento de taladros año activo promedio (T/A) y fin de período 2008 – 2016
Al cierre del año 2016 los taladros activos se ubican en 241,9 T/A (perforación: 106,3 T/A, rehabilitación: 40,1 T/A y servicios:
95,5 T/A), representado un incremento de 27,3% en relación con el año base 2008. El comportamiento del último año se
explica principalmente por las esperas internas, mantenimientos menores y mayores.
TALADROS AÑO ACTIVOS 2008 - 2016
TALADROS 400
ACTIVOS 190,0 152,0 196,4 231,2 265,7 300,8 324,8 305,4 241,9
PROMEDIO
350
300
250
200
150
100
50
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
PERFORACIÓN RA-RC SERVICIOS
• Pozos trabajados
Se ejecutaron un total de 11.319 trabajos a pozos, distribuidos por región de la siguiente manera: Faja 7.757, Occidente
3.430, Oriente 59, Costa Afuera 2 y PDVSA Gas 71.
• Trabajos de subsuelo
Estas actividades complementan el mantenimiento de la base de producción. Al cierre del año 2016 se atendieron 8.611
trabajos de subsuelo, distribuidos por región de la siguiente manera: Faja 1.822, Occidente 1.465 y Oriente 5.324.

PDVSA AGRÍCOLA
PDVSA Agrícola es una filial de PDVSA cuyo objetivo estratégico es avanzar en la construcción de la infraestructura agrícola e
industrial, para la producción de etanol, materia prima y alimentos como cereales (arroz, maíz y sorgo), leguminosas (caraotas,
frijol y soya) y productos orientados a aportar proteína animal, tales como carne de pollo; carne y leche bovina; y productos
derivados de la producción porcina.
PDVSA INDUSTRIAL
Nace en el año 2007 con el objetivo de desarrollar un tejido industrial en áreas asociadas a la cadena productiva de PDVSA,
impulsando la plena soberanía económica y tecnológica. Como estrategia para cumplir con su misión, PDVSA Industrial
se ha organizado en seis grupos industriales (manufactura pesada, desarrollo de infraestructura, naval, minería, químico y
manufactura liviana), abarcando distintas áreas de los sectores de producción, transformación y servicios.

PDVSA INGENIERÍA Y CONSTRUCCIÓN
En 2016 la filial continuó prestando sus servicios de ingeniería y construcción a Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA),
empresas mixtas y al Estado venezolano, dentro y fuera del país, mediante la gerencia y ejecución de proyectos y obras en
todas sus fases, aplicando la experiencia de su personal, con tecnología de vanguardia, asegurando una gestión humanista,
productiva, con criterios de seguridad, mejoramiento continuo, responsabilidad social y en armonía con el ambiente.
PDVSA DESARROLLOS URBANOS

Es una filial de Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) orientada hacia el sector No Petrolero, con el objetivo de desarrollar
la infraestructura de carácter no industrial y social. Ha brindado apoyo en el cumplimiento de las metas de proyectos
urbanísticos, construcción de viviendas y atención a comunidades que habitan en condiciones de vulnerabilidad, enmarcadas
en la Gran Misión Vivienda Venezuela (GMVV).

COMPROMISOS Y CONTINGENCI A S
COMPROMISOS Y CONTINGENCIAS
COMPROMISOS Y CONTINGENCIAS
Garantías reconocidos, generen montos importantes para la situación

financiera consolidada de PDVSA o en los resultados de sus
Al 31 de diciembre de 2016, CITGO mantiene en compromiso operaciones.
de garantía por $6 millones (Bs.4.049 millones) para
garantizar deudas de afiliadas. El Grupo no ha contabilizado Adicionalmente, PDVSA mantiene otros litigios y reclamos:
pasivos por este concepto. Algunas filiales de Petróleos de
Venezuela, S.A. tienen garantías para la terminación de obras • La empresa Conoco Phillips Petrozuata, B.A. y Phillips
relacionadas con acuerdos de deuda y financiamiento de Petroleum Company Venezuela Limited presentaron una
asociaciones en proyectos. demanda en contra de PDVSA, correspondiente a los
proyectos Petrozuata y Hamaca, ante la Corte Internacional
Al 31 de diciembre de 2016, 2015 y 2014, PDVSA no ha de Arbitraje de la Cámara de Comercio Internacional de París,
contabilizado pasivos por estos conceptos; históricamente, Francia. El juicio se inició en 2015 y no ha presentado avance
los reclamos, producto de garantías, no han sido significativos. significativo al 31 de diciembre de 2016.
Acuerdos con la Organización de Países • PDVSA también está involucrada en otros reclamos y acciones
Exportadores de Petróleo (OPEP) de orden legal en el curso normal de sus operaciones por $3
millones (Bs.2.024 millones), al 31 de diciembre de 2016.
La República es miembro de la OPEP, organización dedicada
principalmente al establecimiento de acuerdos en busca del En opinión de la gerencia y sus asesores legales, la disposición
mantenimiento de precios estables del petróleo crudo, a final de estas acciones o reclamos no tendrá un efecto material
través de la fijación de cuotas de producción. adverso sobre la posición financiera de PDVSA, los resultados
de sus operaciones o su liquidez.
El 30 de noviembre de 2016 se llegó a un acuerdo en la sede
de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) Cumplimiento con Regulaciones Ambientales
en Viena, para la establecer una producción de 1,97 millones
de barriles diarios de crudo para Venezuela, que resulta en La mayoría de las filiales de PDVSA, tanto en Venezuela como
una reducción de 95.000 barriles por día de los principales en el extranjero, están sujetas a diversas leyes y reglamentos
contratos de venta de crudo, con el objeto de influir en ambientales que requieren gastos significativos para modificar
la estabilización del mercado petrolero. La propuesta sus instalaciones y prevenir o subsanar los efectos ambientales
alcanzada en la OPEP reafirma el compromiso logrado por del manejo de desechos y derrames de agentes contaminantes.
la organización y los países no OPEP, de congelar y reducir En Estados Unidos y Europa, las operaciones están sujetas a una
la producción petrolera suscrita en la reunión de Argelia en serie de leyes y reglamentos federales, estatales y locales que
septiembre de 2016. El acuerdo entrará en vigencia a partir pueden exigir a las compañías tomar acciones para subsanar o
de enero de 2017 y podría renovarse en seis meses. aliviar los efectos de la desactivación temprana de plantas o el
derrame de contaminantes sobre el ambiente.
Litigios y Reclamos
PDVSA ha invertido aproximadamente $11 millones (Bs.7.423
Con base en el análisis de la información disponible, se millones) para completar la implementación del sistema de
incluye en el rubro de provisiones, una estimación al 31 de Gerencia Integral de Riesgos (SIR-PDVSA®), cumpliendo con
diciembre de 2016, por $311 millones (Bs.209.866 millones). lo tipificado en la Ley Orgánica de Prevención, Condiciones
A pesar de que no es posible predecir la resolución final de y Medio Ambiente de Trabajo 2005 y la Ley Orgánica de la
estas demandas y reclamos, la gerencia, basada en parte en Contraloría General de la República y del Sistema Nacional
la recomendación de sus asesores legales, no considera que de Control Fiscal. Adicionalmente, PDVSA tiene un plan de
sea probable que pérdidas asociadas con los mencionados inversión para cumplir con los reglamentos ambientales en
procedimientos legales, que excedan los estimados ya Venezuela, a través del cual se ejecutaron $322 millones

COMPROMISOS Y CONTINGENCI A S
(Bs.217.289 millones) en proyectos de adecuación ambiental de Estados Unidos (Environmental Protection Agency - EPA)
y $260 millones (Bs.175.451 millones) para gestionar y otras agencias reguladoras, que incluyen notificaciones
inversiones relacionadas con higiene ocupacional en el 2016. bajo el Federal Clean Air Act y podría ser designada como
CITGO estima inversiones de aproximadamente $192 millones parte potencialmente responsable, conjuntamente con otras
(Bs.129.564 millones) para proyectos que regulen los riesgos compañías, con respecto a las localidades que se encuentran
ambientales entre los años 2015 y 2019. Adicionalmente, al 31 bajo el Comprehensive Enviromental Response, Compensation
de diciembre de 2016, 2015 y 2014 se mantienen provisiones and Liability Act (CERCLA). Estas notificaciones se están
para cubrir los costos de remediación de asuntos ambientales. revisando y en algunos casos, se están tomando acciones
de recuperación. CITGO se encuentra comprometida con
Además, como parte de su responsabilidad ambiental, PDVSA negociaciones para establecer acuerdos con los organismos
mantiene un plan de saneamiento y restauración ambiental mencionados anteriormente.
en relación con los pasivos que se generaron hasta el año
2004. Éste contempla el saneamiento de fosas, lodos y crudo Es posible que existan condiciones que requieran gastos
fuera de especificación, materiales y desechos peligrosos, adicionales en diversos lugares, incluyendo, pero no
instalaciones, equipos abandonados y a desmantelar, áreas limitados a los complejos operativos, estaciones de servicio y
impactadas por la actividad petrolera y las fuentes radioactivas. terminales de almacenamiento de petróleo crudo de PDVSA.
Con base en el análisis de la información detallada disponible, La gerencia considera que durante el curso normal de las
al 31 de diciembre de 2016 PDVSA reconoció $432 millones operaciones, estos asuntos no tendrán efectos significativos
(Bs.291.518 millones). con respecto a la situación financiera, la liquidez o las
operaciones consolidadas de PDVSA.
CITGO ha recibido varias notificaciones por violaciones al
ambiente por parte de la Agencia de Protección Ambiental

A NÁ L ISIS OPER ACIONA L F INA NCIERO
ANÁLISIS OPERACIONAL
FINANCIERO
RESUMEN EJECUTIVO
Los resultados financieros consolidados de PDVSA dependen, de Venezuela llegó a un acuerdo en la sede de la OPEP en Viena,
básicamente, del volumen de exportación de crudo y del nivel de que resulta en una cuota de reducción de 95.000 barriles por día de
precios de los hidrocarburos. los principales contratos de venta de crudo, con el objeto de influir
en la estabilización del mercado petrolero. La propuesta alcanzada
En el año 2016, la cesta de exportación venezolana se ubicó en en la OPEP reafirma el compromiso logrado por la organización y los
35,15 US$/Bl, representando una disminución de 9,5 US$/Bl (21%) países no OPEP, de congelar y reducir la producción petrolera suscrita
con respecto al precio promedio alcanzado en el año 2015, al igual en la reunión de Argelia en septiembre de 2016. El acuerdo entro en
que en ese año continuaron influenciados por la volatilidad de los vigencia a partir de enero de 2017 y podría renovarse en seis meses.
mercados bursátiles, adicional a un exceso de oferta motivado al
levantamiento de sanciones económicas a Irán que permitió su regreso Al cierre del ejercicio económico del año 2016, PDVSA muestra
al mercado petrolero, de igual forma los productores estadounidenses un patrimonio fortalecido con un superávit en las ganancias no
incrementaron su producción utilizando la técnica del fracking. distribuidas de 15.171 millones de dólares, significativamente
diferente a la situación de déficit que se reflejaba al cierre de
De acuerdo a lo mencionado anteriormente, en el año 2016, la 1998 por 14.626 millones de dólares, como se muestra en el
organización de la OPEP, encabezado por la República Bolivariana siguiente cuadro:
TABLA • COMPOSICIÓN/DETALLE DEL PATRIMONIO DE PDVSA
MMUS$ 2016 2015* 2014* 2013 2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 2000 1999 1998
Capital social 39.094 39.094 39.094 39.094 39.094 39.094 39.094 39.094 39.094 39.094 39.094 39.094 39.094 39.094 39.094 39.094 39.094 39.094 39.094
Ganancias Retenidas:
Reservas legales y otras 9.217 17.147 17.272 21.484 15.617 16.743 16.118 14.229 14.677 6.952 8.860 8.825 8.662 8.706 8.046 8.843 8.133 7.557 7.567
Ganancias (pérdidas)
15.171 13.170 11.385 1.685 3.953 610 1.374 1.360 1.876 4.150 (471) (905) (5.894) (9.798) (9.821) (11.407) (9.171) 13.931) (14.626)
acumuladas
Total ganancias retenidas 24.388 30.317 28.657 23.169 19.570 17.353 17.492 15.589 16.553 11.102 8.389 7.920 2.768 (1.092) (1.775) (2.564) (1.038) (6.374) (7.059)
Aporte adicional - - - - 3.243 3.243 5.243 7.243 7.828 3.010 3.233 - - - - - - - -

Total patrimonio atribuible
63.482 69.411 67.751 62.263 61.907 59.690 61.829 61.926 63.475 53.206 50.716 47.014 41.862 38.002 37.319 36.530 38.056 32.720 32.035
al accionista
Participaciones
23.618 21.468 22.006 22.223 10.579 9.939 9.367 9.067 8.038 2.856 2.387 81 67 - - - - - -
no controladoras
Total patrimonio 87.100 90.879 89.757 84.486 72.486 69.629 71.196 70.993 71.513 56.062 53.103 47.095 41.929 38.002 37.319 36.530 38.056 32.720 32.035
*Saldos reestructurados. Ver estados financieros consolidados de PDVSA del año 2016

TABLA • GANANCIAS (PÉRDIDAS) RETENIDAS 1998 - 2016 (MMUS$)
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
15.171
13.170
11.385
4.150 3.953
1.876 1.360 1.374 1.685
610
(905) (471)
(5.894)
(9.171) (9.821) (9.798)
(11.407)
(13.931)
(14.626)
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

APORTES FISCALES PAGADOS A LA NACIÓN
Los aportes fiscales pagados a la Nación en el ejercicio 2016, se ubicaron en 233.046 millones de bolívares, aumentando en 104.761
millones de bolívares; es decir 82% con respecto al año 2015 que fue de 128.285 millones de bolívares. A continuación se muestra un
detalle de los aportes efectuados durante el año:
TABLA • APORTES FISCALES PAGADOS A LA NACIÓN • ÚLTIMOS CINCO AÑOS EXPRESADOS EN MILLONES DE BOLÍVARES
Aportes Fiscales Pagados a la Nación 2016 2015 2014 2013 2012

Regalía 55.693 71.312 80.788 70.866 50.549
Impuesto de extracción 6.241 6.615 8.319 6.291 4.941
ISLR 163.460 41.892 73.469 26.643 23.765
Dividendos 6.000 6.000 6.000 6.000 6.000
Impuesto superficial 1.484 2.213 - 1.025 562
Impuesto al registro de exportación 168 253 198 247 165
Total aportes fiscales pagados a la Nación 233.046 128.285 168.774 111.072 88.982
NOTA: Las cifras mostradas en este cuadro corresponden a los pagos efectivamente realizados durante los años correspondientes, los cuales difieren
ligeramente de los presentados como gastos en los estados financieros consolidados de PDVSA y sus filiales, debido a que de conformidad con los principios
de contabilidad de aceptación general, algunos desembolsos son reconocidos como gastos en períodos diferentes al del pago.
En el gráfico siguiente se evidencian los beneficios que ha recibido el Estado con el pleno control de las actividades primarias en el
sector petrolero. Los rubros que reflejan mayor variación en materia fiscal son el ISLR, las regalías y las ventajas especiales sobre los
hidrocarburos, debido a la migración de los convenios operativos a empresas mixtas en las que el Estado mantiene una participación
mayor a 50%. En este sentido, uno de los aportes más significativos suscitados de la conversión de los antiguos convenios operativos a
empresas mixtas, ha sido la política de inversión social basada en la retribución de la riqueza proveniente de los hidrocarburos y dirigida
a la ejecución de programas sociales y de desarrollo endógeno que permitan elevar la calidad de vida de la población venezolana.

GRÁFICO • LEGISLACIÓN PETROLERA

Nueva Reforma de Ley que crea
Ley Orgánica la Contribución Especial por
que reserva al Estado Precios Extraordinarios y Precios
bienes y servicios Exorbitantes en el Mercado
conexos a las actividades Internacional de Hidrocarburos
primarias de hidrocarburos
2009
2013
Migración
de convenios operativos
El 18 de abril de 2011
Ley Orgánica Regalía 30% ISLR 50%
se publicó en la Gaceta Oficial
de Hidrocarburos el Decreto N° 8.163
Gaseosos (LOHG) Creación del FONDEN
con Rango de Ley que crea la
Contribución Especial
1999
2005 Reforma Ley ISLR
por Precios Extraordinarios
y Precios Exorbitantes
Tasa aplicable a asociaciones
en el Mercado Internacional
Ley Orgánica FPO pasa de 34% a 50%
de Hidrocarburos que deroga
de Hidrocarburos
la Ley de Contribución Especial
Regalía 30% Nacionalización de la FPO
del Mercado Internacional
2007 de Hidrocarburos publicada
2001
en la Gaceta Oficial N° 38.910
del 15 de abril de 2008
2011
2000 2004 2008 2012
LOHG elevó regalía Resolución MEM Ley de contribución Reforma de Ley que crea
a un 20% mínimo Regalía de Convenios especial sobre precios la Contribución Especial
de Asociación pasan extraordinarios LCEPE por Precios Extraordinarios
de 1% a 16,67% y Precios Exorbitantes
2006 en el Mercado Internacional
2002 de Hidrocarburos
SABOTAJE
PETROLERO Reforma a la LOH. Creación del FANCO
Impuestos: de extracción (3,33%),
Registro de exportaciones (0,1%),
Superficial (100 UT/KM2
con incrementos anuales de 2% a 5%)

RESULTADOS OPERACIONALES Y FINANCIEROS
PDVSA, como Corporación integrada verticalmente, desarrolla Los grandes retos de la gerencia de PDVSA en el mediano plazo se
operaciones de exploración y producción de crudo y gas natural dirigen hacia el mantenimiento óptimo de los reservorios de crudo y las
en la República Bolivariana de Venezuela aguas arriba y lleva a facilidades de producción, invertir en el desarrollo de las capacidades
cabo operaciones de refinación, mercadeo, transporte de crudo de producción de la mayor reserva de petróleo del planeta. La Faja
y productos terminados y procesamiento, mercadeo y transporte Petrolífera del Orinoco Hugo Chávez Frías, en programas de exploración
de gas natural aguas abajo no sólo en la República Bolivariana de para incrementar las reservas, incrementar la disponibilidad de gas en
Venezuela, sino también en Suramérica, el Caribe, Norteamérica, y el Oriente de la República Bolivariana de Venezuela y, modificar las
Europa; adicionalmente, PDVSA promueve y participa en actividades especificaciones de calidad de los productos.
dirigidas a fomentar el desarrollo integral, orgánico y sostenible del
país, incluyendo las de carácter agrícola e industrial, elaboración o Los cambios necesarios para suplir la nueva generación de productos
transformación de bienes y su comercialización, y prestación de incluyen la planificación y ejecución de proyectos de capital, para
servicios, para lograr una adecuada vinculación de los recursos proyectos de refinación y de producción de crudo y gas, financiar
provenientes de los hidrocarburos con la economía venezolana. estos proyectos y ajustar tanto las prácticas operacionales como los
procedimientos, para asegurar la calidad de productos a nuestros
PDVSA evalúa sus operaciones aguas arriba basándose en los siguientes clientes. Estos objetivos están acompañados con iniciativas de
factores: número de pozos activos, potencial de producción y nivel de mejoramiento de la eficiencia y rentabilidad.
producción por campo, factores de recobro, incorporación de reservas
de crudo y gas, taladros activos y aplicación de tecnologías. Durante 2015, como parte de un plan de revisión de procesos y
estructuras, en el cual PDVSA está orientada a concentrar esfuerzos
PDVSA evalúa sus operaciones aguas abajo basándose en los principalmente sobre sus filiales petroleras, la Asamblea de Accionista
siguientes factores: capacidad de refinación, volúmenes procesados, aprobó la segregación de gran parte de las filiales no petroleras y su
porcentajes de utilización de las refinerías, rendimiento de productos, transferencia al Accionista, a su valor en libros, la cual inicio durante
márgenes de refinación y costos de refinación. 2016 y se estima culminar en 2017. Las filiales segregadas corresponden
a PDVSA América, S.A.; PDVSA Industrial, S.A.; PDVSA Naval, S.A.;
Como empresa nacional de crudo y gas del Estado venezolano, el PDVSA Salud, S.A.; PDVSA Agrícola, S.A.; PDVSA Gas Comunal, S.A.;
enfoque de PDVSA al gestionar el capital es salvaguardar la capacidad PDVSA Desarrollos Urbanos, S.A. y Empresa Nacional de Transporte, S.A.
para continuar como un negocio en marcha, de forma que pueda
continuar siendo la fuerza y motor para el desarrollo nacional y Factores de riesgo
la palanca para la transformación integral del país. Las principales
oportunidades de PDVSA se basan en incrementar las reservas de crudo Las actividades de PDVSA, las condiciones financieras y los resultados
liviano y mediano, incrementando el factor de recobro, continuar con el de operación, principalmente están en función de los volúmenes de
desarrollo de los proyectos de crudo extrapesado y mejorar la tecnología exportación y de los precios de crudo y sus productos. Estos precios
existente para lograr maximizar el retorno sobre las inversiones. son cíclicos y tienden a ser inestables, por lo que el riesgo primario de
este negocio es la volatilidad de los precios del crudo y sus productos.
En el sector aguas abajo, PDVSA está invirtiendo para incrementar
la capacidad de refinación, mejora de productos y cumplimiento de PDVSA monitorea constantemente las condiciones de mercado para
las leyes ambientales, tanto en la República Bolivariana de Venezuela asegurar la colocación de su producción de crudo y sus productos,
como en el exterior, expandir los mercados en Latinoamérica, de la manera más óptima posible. Adicionalmente, la República
Asia, y mejorar la eficiencia de nuestro proceso de refinación y Bolivariana de Venezuela es miembro de la OPEP, a través de la cual
comercialización. se suscriben acuerdos en la búsqueda de precios estables para el crudo
y sus productos.
En relación con el negocio del gas, PDVSA continúa promoviendo,
activamente, iniciativas de asociación con la participación del sector PDVSA no puede predecir el futuro del mercado del crudo y productos
privado en proyectos de gas no asociado, mejorando el proceso de refinados, sin embargo, está preparada para ajustarse a la mayoría de
distribución para incrementar tanto la cuota de mercado nacional e las contingencias, a los fines de minimizar el posible impacto negativo
internacional como el mercado del gas natural licuado. del comportamiento del mismo; por lo tanto, PDVSA mantiene

adecuados niveles de liquidez financiera y deuda, asegurando que incrementando los mercados. A largo plazo, los cambios en las leyes y
las distribución de activos sea flexible, teniendo fuentes múltiples de reglamentos podrían ocasionar variaciones en los costos del negocio,
suministro y un portafolio de clientes diversificado, monitoreando y por lo tanto PDVSA, monitorea constantemente las tendencias que
analizando las condiciones del mercado sobre una base continua. pudieran afectar el ambiente en el cual opera.
De igual forma, PDVSA está expuesta al riesgo cambiario por las ventas, El riesgo político es un tema que debe ser aceptado y manejado una
compras, activos y pasivos denominados en monedas distintas (moneda vez que el negocio ha comprometido inversiones en ciertos países.
extranjera) a las respectivas monedas funcionales de las entidades que Sin embargo, PDVSA es suficientemente sólida en producción,
la integran, es decir, la moneda que corresponde al principal ambiente refinación y sistema de distribución y ventas, lo cual le garantiza
económico en el que opera cada entidad. La moneda funcional de flexibilidad operacional para reaccionar ante circunstancias en
PDVSA es el dólar (USD), debido a que sus operaciones principales se recortes o incrementos en la producción si llegase a ocurrir algún
desarrollan en el mercado internacional para el crudo y sus productos. evento importante. Adicionalmente, PDVSA reduce el riesgo político
En este sentido, una porción significativa de los ingresos y de la deuda y comercial diversificando su portafolio de clientes e invirtiendo en
financiera, así como también, de los costos, gastos e inversiones, están su capacidad de refinación en nuevos mercados. Sobre este aspecto,
denominados en dólares. De esta forma, las transacciones en moneda PDVSA está evaluando y desarrollando negocios en Asia, Europa, El
extranjera están denominadas principalmente en bolívares, y la política Caribe, Centro y Suramérica.
de PDVSA es gestionar la posición neta de activos y pasivos monetarios
en esta moneda, a fin de reducir los posibles impactos que puedan En la República Bolivariana de Venezuela, PDVSA considera el riesgo
originarse para la compañía, por modificaciones en el tipo de cambio de operar en una economía caracterizada por años de desigual
de esta moneda con relación a la moneda funcional. distribución de la riqueza entre la población. Por este motivo, PDVSA
forma parte importante del desarrollo nacional, mediante el apoyo a
Con el objetivo de mitigar el riesgo de crédito, los documentos y los proyectos sociales llevados a cabo por el Gobierno Nacional.
cuentas por cobrar están distribuidos en una amplia y confiable cartera
de clientes a nivel mundial, evaluando periódicamente su condición PDVSA continúa haciendo énfasis en la importancia de operaciones
financiera. Producto de esta evaluación se reconoce en los estados eficientes y en el compromiso de seguridad industrial e higiene
financieros consolidados una estimación para cuentas de cobro ocupacional. Las condiciones del mercado pueden cambiar
dudoso. Asimismo, los equivalentes de efectivo están representados rápidamente y los resultados pueden diferir sustancialmente de los
por instrumentos de alta calidad que son colocados en diversas estimados de la gerencia, ya que se opera en una industria sujeta
instituciones evaluadas como de bajo riesgo. a precios y ganancias volátiles. De esta forma, en los procesos de
planificación estratégica y presupuestaria, PDVSA estima el efecto de
El enfoque de PDVSA para administrar la liquidez es asegurar, en la los riesgos del negocio con el objetivo de tener una visión integral de
mayor medida posible, que siempre contará con la liquidez suficiente su impacto.
para cumplir con sus obligaciones cuando vencen, incluyendo el pago
de obligaciones financieras, tanto en condiciones normales como de Las políticas de administración de riesgos son establecidas con el
tensión, sin incurrir en pérdidas inaceptables o arriesgar su reputación propósito de identificar y analizar los riesgos enfrentados por PDVSA,
financiera, lo cual excluye el posible impacto de circunstancias para así fijar los límites y los controles adecuados, realizando monitoreo
extremas que no pueden predecirse razonablemente, como los constante de su evolución y cumplimiento. En consecuencia, éstas
desastres naturales. Además, PDVSA mantiene facilidades de crédito políticas y los sistemas de administración de riesgos son revisados
que también están disponibles para cubrir necesidades de fondos. regularmente con la finalidad de que reflejen los cambios en las
condiciones del entorno y en las operaciones de PDVSA.
Otro riesgo principal es el operacional, el cual proviene de fallas
mecánicas y/o errores humanos relacionados con la operación Una tendencia para el futuro del negocio de PDVSA, es la producción
de plantas y equipos. PDVSA mitiga el riesgo operacional a través de fuel oíl con bajo contenido de azufre, así como también, asfalto y
del Sistema de Gerencia Integral de Riesgos (SIR-PDVSA®) y el lubricantes de alta calidad. Los requerimientos de capital asociados
seguimiento de las mejores prácticas y procedimientos operacionales, a las facilidades de equipamiento para estos productos, pudiesen
en la búsqueda de obtener la excelencia operacional. Adicionalmente, llevar a consolidar la capacidad de refinación. PDVSA continuará
PDVSA mantiene contratos de seguros para cubrir los posibles daños monitoreando estas tendencias y aprovechará las ventajas económicas
en propiedades. de su entorno en la medida en que éstas ocurran.
Otra área de riesgo es el ambiente político, al considerar que en el corto

plazo, acciones geopolíticas pudieran cambiar la ecuación oferta-
demanda, afectando los precios del crudo y/o productos refinados e

Resumen consolidado de información financiera
A continuación se presentan los Estados Financieros Consolidados:
TABLA • ESTADO CONSOLIDADO DE RESULTADOS INTEGRALES • EXPRESADOS EN MILLONES DE DÓLARES ESTADOUNIDENSES
Año terminado el 31 de diciembre de
2016 2015 2014
Operaciones continuas:
Ingresos:
Ventas de petróleo crudo, sus productos y otros 41.977 55.339 101.552
Ingresos financieros 6.025 16.830 20.343
48.002 72.169 121.895
Costos y gastos:
Compras de petróleo crudo y sus productos, neto 17.817 22.965 37.266
Gastos de operación, venta, administración y generales 9.121 16.828 27.400

Gastos de exploración 124 50 76
Depreciación y amortización 9.390 8.995 8.038
Regalías, impuesto de extracción y otros impuestos 4.624 6.294 13.466
Gastos financieros 3.620 2.393 4.065
Otros egresos, neto 1.374 3.986 9.946
46.070 61.511 100.257
Ganancia antes de aportes y contribuciones 1.932 10.658 21.638

para el desarrollo social e impuesto sobre la renta
Aportes y contribuciones para el desarrollo social 977 9.189 5.321
Ganancia antes de impuesto sobre la renta 955 1.469 16.317
Impuesto sobre la renta:

Gasto de impuesto corriente 723 3.172 9.715
Gasto (beneficio) de impuesto diferido 94 (6.889) (4.609)
817 (3.717) 5.106
Ganancia neta de operaciones continuas 138 5.186 11.211
Operaciones discontinuadas:
Ganancia (pérdida) de operaciones 690 2.159 (2.137)
discontinuadas, neta de impuesto
Ganancia neta 828 7.345 9.074
Otros resultados integrales:

Partidas que no serán reclasificadas a ganancia neta
en períodos subsecuentes
Remedición de los beneficios a los empleados, 404 (4.998) 1.390
neto de impuesto
Partidas que podrán ser reclasificadas a ganancia neta
Diferencias en conversión de operaciones 360 241 2.001
Total otros resultados integrales, neto de impuesto 764 (4.757) 3.391
Total ganancia integral 1.592 2.588 12.465
Véanse los estados financieros consolidados al 31 de diciembre de 2016, con el Informe de los Contadores Públicos Independientes.

TABLA • ESTADO CONSOLIDADO DE SITUACIÓN FINANCIERA • EXPRESADOS EN MILLONES DE DÓLARES ESTADOUNIDENSES
31 de diciembre de
Activo 2016 2015* 2014*
Propiedades, plantas y equipos, neto 127.564 127.033 141.248
Efectivo restringido 619 604 284
Otros activos no corrientes 6.888 16.951 20.678
Total activo no corriente 135.071 144.588 162.210
Inventarios 9.910 9.676 11.764
Documentos y cuentas por cobrar 22.678 18.206 24.357
Efectivo restringido 183 326 1.292
Efectivo y equivalentes de efectivo 8.066 5.821 7.911
Otros activos corrientes 13.755 19.906 9.884
Total activo corriente 54.592 53.935 55.208
Total activo 189.663 198.523 217.418
Patrimonio
Patrimonio1 87.100 90.879 89.757
Pasivo
Deuda financiera 33.895 36.916 39.871
Otros pasivos no corrientes 19.710 18.036 32.064
Total pasivo no corriente 53.605 54.952 71.935
Deuda financiera 7.181 6.800 5.865
Impuesto sobre la renta por pagar 800 3.444 9.554
Otros pasivos corrientes 40.977 42.448 40.307
Total pasivo corriente 48.958 52.692 55.726
Total pasivo 102.563 107.644 127.661
Total patrimonio y pasivo 189.663 198.523 217.418
Relación deuda/patrimonio
Total deuda 41.076 43.716 45.736
Deuda/patrimonio 2 47% 48% 51%
Incluye capital social por 39.094 millones de dólares, representado en 51.204 acciones cuyo valor nominal es Bs. 1.280 millones
1
Calculado como deuda financiera total, incluyendo porción corriente, dividido entre patrimonio
2

TABLA • ESTADO CONSOLIDADO DE MOVIMIENTOS DEL EFECTIVO • EXPRESADOS EN MILLONES DE DÓLARES ESTADOUNIDENSES
Año terminado el 31 de diciembre de
2016 2015 2014
Movimientos del efectivo proveniente de las actividades operacionales:

Ganancia neta 828 7.345 9.074
AJUSTES PARA CONCILIAR LA GANANCIA NETA CON EL EFECTIVO NETO PROVISTO POR LAS ACTIVIDADES OPERACIONALES
Depreciación y amortización 9.390 8.995 8.441
Obras en progreso canceladas 1.093 1.956 1.432
Deterioro del valor de los activos, neto de reversiones (1.084) 2.649 6.844
Deterioro de créditos fiscales por recuperar - 1.247 -
Ganancia en cambio de moneda extranjera, neta (5.534) (15.039) (19.127)
Gasto (beneficio) de impuesto diferido 94 (6.889) (4.610)
Participación en resultados de las inversiones contabilizadas bajo el método de participación, neta de impuesto (23) 86 67
Cambio en el valor razonable de las cuentas por cobrar no corrientes y créditos fiscales por recuperar 54 169 (146)
Aumento de la estimación para la obsolescencia de inventarios y valor neto de realización 164 572 439
(Disminución) aumento en la estimación para cuentas de cobro dudoso (14) (4) 2
CAMBIOS EN ACTIVOS OPERACIONALES -
Documentos y cuentas por cobrar (18.520) (9.257) (17.975)
Inventarios (398) 1.516 760
Gastos pagados por anticipado y otros activos (5.870) 2.743 (7.502)
Créditos fiscales por recuperar (339) (1.555) (964)
CAMBIOS EN PASIVOS OPERACIONALES -
Cuentas por pagar a proveedores 19.257 2.542 6.598
Beneficios a empleados y otros beneficios post-empleo 3.960 (313) 9.186
Provisiones 449 (19) 569
Impuesto sobre la renta por pagar, acumulaciones y otros pasivos 20.418 20.254 46.727
Pagos de beneficios a empleados y otros beneficios post-empleo 5 (246) (454)
Pagos de intereses, neto del monto registrado como activos (1.056) (400) (429)
Pagos de impuesto sobre la renta, regalías y otros impuestos (1.238) (1.169) (24.640)
Efectivo neto proveniente de las actividades operacionales 21.636 15.183 14.292
MOVIMIENTOS DEL EFECTIVO PROVENIENTE DE LAS ACTIVIDADES DE INVERSIÓN:
Adquisiciones de propiedades, plantas y equipos (11.295) (18.106) (24.634)
Desincorporación de inversiones contabilizadas bajo el método de la participación, neto de efectivo adquirido - 322 160
(Aumento) disminución del efectivo restringido (927) 646 (146)
Aportes adicionales a inversiones contabilizadas bajo el método de la participación - - 7
Dividendos recibidos de inversiones contabilizadas bajo el método de la participación - - 48
Otras variaciones en activos 80 (217) 117
Efectivo neto usado en las actividades de inversión (12.142) (17.355) (24.448)
MOVIMIENTOS DEL EFECTIVO PROVENIENTES DE LAS ACTIVIDADES DE FINANCIAMIENTO:
Efectivo recibido por emisión de deuda financiera 6.238 8.123 18.197
Pagos de la deuda financiera (8.837) (8.088) (7.068)
Dividendos pagados al Accionista (9) - (289)
Aporte adicional de las participaciones no controladoras 500 843 408
Anticipos de dividendos a las participaciones no controladoras (368) (411) (436)
Efectivo neto (usado) proveniente de las actividades de financiamiento (2.476) 467 10.812
Efecto por variación de la tasa de cambio en el efectivo y equivalentes de efectivo (4.773) (385) (1.878)
Aumento (disminución) neto en el efectivo y equivalentes de efectivo 2.245 (2.090) (1.222)
Efectivo y equivalentes de efectivo al 1º de enero 5.821 7.911 9.133
Efectivo y equivalentes de efectivo al 31 de diciembre 8.066 5.821 7.911
TABLA • ESTADO DE RESULTADOS INTEGRALES CONSOLIDADOS POR SECTORES EN EL AÑO 2016 • EXPRESADOS EN MILLONES DE DÓLARES ESTADOUNIDENSES
Año terminado el 31 de diciembre de 2016

Año terminado
el 31 de
Sector Sector Eliminaciones y Consolidado diciembre de
nacional internacional reclasificaciones 1 mundial 2015
Ingresos:
Ventas de petróleo crudo, sus productos y otros 30.875 23.017 (11.915) 41.977 55.339
Ingresos financieros 5.991 34 - 6.025 16.830
36.866 23.051 (11.915) 48.002 72.169
Costos y gastos:
Compras de petróleo crudo y sus productos, netas 9.976 19.692 (11.851) 17.817 22.965
Gastos de operación, venta, administración y generales 6.797 2.388 (64) 9.121 16.828
Gastos de exploración 124 - - 124 50
Depreciación y amortización 8.722 668 - 9.390 8.995
Regalías, impuesto de extracción y otros impuestos 4.624 - - 4.624 6.294
Gastos financieros 3.215 405 - 3.620 2.393
Otros egresos, neto 1.761 (387) - 1.374 3.986
35.219 22.766 (11.915) 46.070 61.511
Ganancia antes de aportes y contribuciones 1.647 285 - 1.932 10.658

Aportes y contribuciones para el desarrollo social 962 15 - 977 9.189
Ganancia antes de impuesto sobre la renta 685 270 - 955 1.469

Gasto de impuesto corriente 719 4 - 723 3.172
Gasto (Beneficio) de impuesto diferido (27) 121 - 94 (6.889)
692 125 - 817 (3.717)
Ganancia neta de operaciones continuas (7) 145 - 138 5.186
Ganancia (pérdida) de operaciones 1.090 (400) - 690 2.159

Ganancia neta 1.083 (255) - 828 7.345

Remedición de los beneficios a los empleados, 424 (20) - 404 (4.998)
neto de impuesto
Diferencias en conversión de operaciones 360 - - 360 241
Total otros resultados integrales, neto de impuesto 784 (20) - 764 (4.757)
Total ganancia integral 1.867 (275) - 1.592 2.588
1
De acuerdo con las Normas Internacionales de Información Financiera, los saldos y transacciones entre las filiales consolidadas deben ser eliminadas.

TABLA • ESTADO DE RESULTADOS INTEGRALES CONSOLIDADOS POR SECTORES EN EL AÑO 2015 • EXPRESADOS EN MILLONES DE DÓLARES ESTADOUNIDENSES
Año terminado el 31 de diciembre de 2015

Año terminado
el 31 de
Sector Sector Eliminaciones y Consolidado diciembre de
nacional internacional reclasificaciones 1 mundial 2014
Ingresos:
Ventas de petróleo crudo, sus productos y otros 42.472 28.209 (15.342) 55.339 101.552
Ingresos financieros 17.098 (268) - 16.830 20.343
59.570 27.941 (15.342) 72.169 121.895
Costos y gastos:
Compras de petróleo crudo y sus productos, netas 14.093 24.214 (15.342) 22.965 37.266
Gastos de operación, venta, administración y generales 14.568 2.318 (58) 16.828 27.400
Gastos de exploración 50 - - 50 76
Depreciación y amortización 8.351 644 - 8.995 8.038
Regalías, impuesto de extracción y otros impuestos 6.294 - - 6.294 13.466
Gastos financieros 1.950 443 - 2.393 4.065
Otros egresos, neto 3.909 19 58 3.986 9.946
49.215 27.638 (15.342) 61.511 100.257
Ganancia antes de aportes y contribuciones 10.355 303 - 10.658 21.638

Aportes y contribuciones para el desarrollo social 9.136 53 - 9.189 5.321
Ganancia antes de impuesto sobre la renta 1.219 250 - 1.469 16.317

Gasto de impuesto corriente 2.539 633 - 3.172 9.715
Gasto (Beneficio) de impuesto diferido (6.719) (170) - (6.889) (4.609)
(4.180) 463 - (3.717) 5.106
Ganancia neta de operaciones continuas 5.399 (213) - 5.186 11.211
Ganancia (pérdida) de operaciones 1.825 334 2.159 (2.137)

Ganancia neta 7.224 121 - 7.345 9.074

Remedición de los beneficios a los empleados, (4.941) (57) - (4.998) 1.390
neto de impuesto
Diferencias en conversión de operaciones 241 - - 241 2.001
Total otros resultados integrales, neto de impuesto (4.700) (57) - (4.757) 3.391
Total ganancia integral 2.524 64 - 2.588 12.465
1

TABLA • ESTADO DE SITUACIÓN FINANCIERA CONSOLIDADOS POR SECTORES EN EL AÑO 2016 • EXPRESADOS EN MILLONES DE DÓLARES ESTADOUNIDENSES
31 de diciembre de 2016
Año terminado el
Sector Sector Eliminaciones y Consolidado 31 de diciembre
nacional internacional reclasificaciones 1 mundial de 2015*
Activo
Propiedades, plantas y equipos, neto 122.287 5.277 - 127.564 127.033

Efectivo restringido 257 362 - 619 604
Otros activos no corrientes 8.394 10.621 (12.127) 6.888 16.951
Total activo no corriente 130.938 16.260 (12.127) 135.071 144.588
Inventarios 7.933 1.977 - 9.910 9.676
Documentos y cuentas por cobrar 20.952 1.726 - 22.678 18.206
Efectivo y equivalentes de efectivo 7.694 372 - 8.066 5.821
Otros activos corrientes 32.364 20.408 (39.017) 13.755 19.906
Total activo corriente 69.111 24.498 (39.017) 54.592 53.935
Total activo 200.049 40.758 (51.144) 189.663 198.523
Patrimonio
Patrimonio 80.213 107 6.780 87.100 90.879
Pasivo
Deuda financiera 30.220 3.675 - 33.895 36.916
Otros pasivos no corrientes 34.405 4.079 (18.774) 19.710 18.036
Total pasivo no corriente 64.625 7.754 (18.774) 53.605 54.952
Deuda financiera 6.576 605 - 7.181 6.800
Impuesto sobre la renta por pagar 797 3 - 800 3.444
Otros pasivos corrientes 47.838 32.289 (39.150) 40.977 42.448
Total pasivo corriente 55.211 32.897 (39.150) 48.958 52.692
Total pasivo 119.836 40.651 (57.924) 102.563 107.644
Total patrimonio y pasivo 200.049 40.758 (51.144) 189.663 198.523
1

TABLA • ESTADOS DE SITUACIÓN FINANCIERA CONSOLIDADOS POR SECTORES EN EL AÑO 2015 • EXPRESADOS EN MILLONES DE DÓLARES ESTADOUNIDENSES
31 de diciembre de 2015
Año terminado el
Sector Sector Eliminaciones y Consolidado 31 de diciembre
nacional internacional reclasificaciones 1 mundial de 2014*
Activo
Propiedades, plantas y equipos, neto 121.924 5.109 - 127.033 141.248

Otros activos no corrientes 16.556 7.760 (7.365) 16.951 20.678
Total activo no corriente 138.736 13.217 (7.365) 144.588 162.210
Inventarios 7.402 2.274 - 9.676 11.764
Documentos y cuentas por cobrar 16.978 1.228 - 18.206 1.907
Efectivo restringido 316 10 - 326 7.977
Efectivo y equivalentes de efectivo 5.255 565 - 5.821 1.292
Otros activos corrientes 33.404 25.144 (38.642) 19.906 32.268
Total activo corriente 63.355 29.221 (38.642) 53.935 55.208
Total activo 202.091 42.438 (46.007) 198.523 217.418
Patrimonio
Patrimonio 95.582 1.258 (5.962) 90.879 89.757
Pasivo
Otros pasivos no corrientes 16.220 2.543 (727) 18.036 32.064
Total pasivo no corriente 49.995 5.684 (727) 54.952 71.935
Impuesto sobre la renta por pagar 3.084 360 - 3.444 9.554
Otros pasivos corrientes 47.659 34.107 (39.318) 42.448 40.307
Total pasivo corriente 56.514 35.496 (39.318) 52.692 55.726
Total pasivo 106.509 41.180 (40.045) 107.644 127.661
Total patrimonio y pasivo 202.091 42.438 (46.007) 198.523 217.418
1

Producción resolución en la Gaceta Oficial N° 40.851 de fecha 18 de febrero de

2016, la misma señala que la gasolina de 95 octanos tendrá un precio
Producción crudo de Bs. 6 y la de 91 octanos Bs. 1.
La producción total promedio para el año 2016 fue de 2.466 MBD Ingresos por alimentos, servicios y otros
a nivel Nacional, lo cual representa una disminución de 280 MBD
(10,1%) con respecto a la producción del promedio de 2.746 MBD Las ventas de productos alimenticios, servicios y otros disminuyeron
mantenida durante el año 2015, esta disminución obedece a distintos en 74 millones de dólares (39%) pasando de 188 millones de dólares
factores. En primer lugar, PDVSA debe dar cumplimiento con el en diciembre 2015 a 114 millones de dólares en diciembre 2016,
acuerdo establecido con la OPEP, que sugiere congelar y reducir la principalmente asociado al segmento de servicios prestados al sector
producción petrolera, en defensa del precio del barril en el mercado internacional.
internacional. Por otra parte, la propia situación del mercado petrolero
mundial, con la reducción mantenida de precios, trae un reconocido Ingresos financieros
impacto en el financiamiento y desarrollo de algunos proyectos de
inversión de la industria petrolera a nivel internacional, influyendo en Los ingresos financieros presentaron una disminución de 10.805
su comportamiento cíclico. PDVSA no escapa a esta realidad, viendo millones de dólares (64%), pasando de 16.830 millones de dólares en
impactados principalmente algunos programas de recuperación de la el año 2015 a 6.025 millones de dólares en el año 2016.
producción para hacer frente a las altas tasas de declinación energética
natural, menor espesor de arenas petrolíferas y ajuste de potencial por PDVSA reconoció las variaciones en el tipo de cambio para la
incremento del porcentaje de agua y sedimento de algunos campos elaboración de sus estados financieros consolidados, y como
maduros. Hecho que contrasta con el comportamiento de otros resultado de lo anterior, reconoció dentro de sus ingresos financieros
campos, como los nuevos desarrollos de la FPO, donde se alcanzó un una ganancia en cambio por por 5.534 MMUS$ en 2016 y 15.039
crecimiento de hasta 47% en los volúmenes de producción. MMUS$ en 2015, debido a que en las fechas de modificación de los
tipos de cambio establecidos en los convenios cambiarios, presentaba
Producción de LGN una posición monetaria neta pasiva en Bolívares.
La producción promedio del año 2016 de LGN fue de 105 MBD, lo Costos y gastos
que representa una diminución de 12 MBD (10,2%) de la producción
promedio del año 2015, que fue de 117 MBD. Compras de crudo y productos, netas de variación de inventarios
Las compras de petróleo crudo y sus productos presentaron una

Ventas de petróleo, sus productos y otros disminución de 5.148 millones de dólares (22%), pasando de 22.965
millones de dólares en el año 2015 a 17.817 millones de dólares en
Exportaciones y ventas en el exterior el año 2016, principalmente por el efecto de la caída de los precios
promedios de las compras en 8,74 US$/Bl (18%), al pasar de 47,99
Durante el año 2016, las exportaciones de crudo y productos fueron US$/Bl en 2015 a 39,25 US$/Bl en 2016.
de 41.314 millones de dólares, reflejando una disminución de 13.401
millones de dólares (24%) en relación con el año 2015, que fueron Gastos de operación, ventas, Administración y Generales
54.716 millones de dólares, debido principalmente a una disminución
del precio promedio de la cesta de exportación venezolana de 9,5 Estos gastos para el año 2016 alcanzaron un saldo de 9.121
US$/Bl (21%), al ubicarse en 35,15 US$/Bl en 2016, con respecto al millones de dólares, mientras que para el año 2015 se ubicaron en
precio promedio alcanzado en el año 2015 de 44,65 US$/BI. 16.828 millones de dólares, lo cual representa una disminución de
7.707 millones de dólares (46%). Esto debido principalmente a la
Ventas mercado local disminución originada por la variación en el tipo de cambio durante
el año y reconocimiento por parte del Accionista, de la diferencia
Las ventas en la República Bolivariana de Venezuela aumentaron en entre el precio de venta y el costo de producción de la gasolina
114 millones de dólares (26%), pasando de 435 millones de dólares en 91-95 octanos y diesel distribuidos en Venezuela durante el 2016,
diciembre de 2015 a 549 millones de dólares en diciembre de 2016, compensados parcialmente por los incrementos en los gastos de labor
esto principalmente debido a que el Ministerio de Petróleo oficializó y servicios contratados en Venezuela.
el incremento del precio de la gasolina con la publicación de una

Gastos de exploración En el año 2016, PDVSA creó un comité multidisciplinario con el propósito
de desarrollar y ejecutar planes mediante algunas acciones operativas,
En el año 2016, el saldo de los gastos de exploración, alcanzó un legales y financieras para la desincorporación de las filiales no petroleras.
saldo de 124 millones de dólares, y 50 millones de dólares en 2015, Se estima completar el plan establecido por el Grupo para este proceso,
experimentando un aumento de 74 millones de dólares (148%) con en el segundo semestre de 2017. En diciembre de 2016, el Ministerio
respecto a ese año. Esta variación obedece al aumento del componente creó un organismo que está facultado para la recepción de estas filiales y
en bolívares asociado principalmente a los gastos de labor y servicios la culminación de este proceso de transferencia.
contratados durante el año.
En los estados financieros consolidados de PDVSA se presentan
Aportes y contribuciones para el desarrollo social los saldos correspondientes a estas operaciones discontinuadas, lo
que incluye su resultado, activos y pasivos, de forma separada a las
Durante el año 2016, estos aportes y contribuciones alcanzaron 977 operaciones continuas del negocio.
millones de dólares, reflejando una disminución de 8.212 millones
de dólares (89%) en comparación al período terminado el 31 de Resultado actuarial por beneficios a empleados, neta de impuesto
diciembre de 2015 donde fueron 9.189 millones de dólares. Esta
disminución se debe en parte a la caída de los precios petroleros que Durante el año 2016, PDVSA reconoció una ganancia actuarial por
ocasionan un impacto en los aportes al FONDEN según lo establecido beneficios a empleados de 404 MMUS$, principalmente originada por
en la ley que crea la contribución especial por precios extraordinarios la diferencia entre el valor estimado al inicio del año y el valor al final
y exorbitantes, así como el direccionamiento de algunos aportes como del mismo, de las premisas utilizadas para determinar el pasivo por
dividendos al accionista. Beneficios a Empleados y Otros Beneficios Post-Retiro (Incremento en
salarios, pensiones y otros beneficios laborales, tasa de inflación, entre
Nota: para más información ver Informe de Balance de la Gestión otras premisas).
Social y Ambiental 2016.
Activo
Impuesto sobre la renta
Al 31 de diciembre de 2016, los activos totales alcanzaron un saldo

El impuesto sobre la renta presentó un incremento de 4.534 millones de de 189.663 millones de dólares, lo que representa una disminución de
dólares (122%) durante el año 2016, en comparación con el año 2015, de 8.860 millones de dólares (4%) con respecto al 31 de diciembre de
debido a la disminución del beneficio de impuesto diferido originada 2015, fecha en que se ubicaban en 198.523 millones de dólares. Las
por la variación en el tipo de cambio durante el año en las cuentas variaciones se deben, principalmente, a lo siguiente:
por cobrar de los Convenios de Cooperación Energética, parcialmente
compensada por una disminución en el gasto de impuesto corriente
Propiedades, plantas y equipos, neto
producto de la valoración de los estados financieros a tasa de cambio
previsto en el artículo 1 del convenio cambiario Nº 35 de las empresas
Las Propiedades, Plantas y Equipos aumentaron en 531 millones de
dedicadas a las actividades primarias de hidrocarburos, líquidos y
dólares (0,4%), pasando de 127.033 millones de dólares en 2015 a
gaseosos.
127.564 millones de dólares en 2016, originado principalmente por
la ejecución de programas de inversión para trabajos de perforación,
Resultado de operaciones discontinuadas, neto de impuesto mantenimientos mayores, adecuación de pozos y ampliación de
infraestructura, para mantener la capacidad de producción y adecuar
En diciembre de 2015, como parte de un plan de revisión de procesos las instalaciones a los niveles de producción según lo establecido en
y estructuras del Grupo, el cual está orientado a concentrar esfuerzos el Plan de la Patria.
principalmente sobre sus filiales petroleras, la Asamblea de Accionista
aprobó la desincorporación de la totalidad de las filiales no petroleras y
Documentos y cuentas por cobrar
su transferencia al Accionista, a su valor en libros.
Los documentos y cuentas por cobrar aumentaron en 4.472 millones

Las filiales que se desincorporarán son: PDVSA América, S.A.; PDVSA
de dólares (25%), en comparación al año 2015, alcanzando un
Industrial, S.A.; PDVSA Naval, S.A.; PDVSA Salud, S.A.; PDVSA Agrícola,
total de 22.678 millones de dólares al 31 de diciembre de 2016,
S.A.; PDVSA Gas Comunal, S.A., PDVSA Desarrollos Urbanos, S.A. y
originado principalmente por el incremento en los saldos por cobrar
Empresa Nacional de Transporte, S.A.
por los despachos en el marco del convenio del Fondo Conjunto

China – Venezuela, adicionalmente por el reconocimiento de parte Activos mantenidos para su disposición y sus pasivos asociados
de la República de la diferencia entre el precio de venta y el costo
de producción de la gasolina 91-95 octanos y diesel. (véase la sección “Resultado en operaciones discontinuadas, neta de
impuesto”, página 126.
Otros activos corrientes y no corrientes
Patrimonio
Impuesto diferido activo:
Al 31 de diciembre de 2016, el patrimonio presentó un saldo de 87.100
El impuesto sobre la renta diferido activo disminuyó en 7.567 millones millones de dólares, mostrando una disminución de 3.719 millones de
de dólares (75%), en comparación al año 2015, alcanzando un total dólares (4%) con respecto al 31 de diciembre de 2015, que presentó
de 2.496 millones de dólares al 31 de diciembre de 2016, esto se debe un saldo de 90.879 millones de dólares. Esta disminución se produjo
principalmente por la variación en el tipo de cambio durante el año en principalmente por los dividendos decretados en el período, netos del
las cuentas por cobrar de los Convenios de Cooperación Energética. resultado del ejercicio.
Créditos fiscales por recuperar:

Pasivo
Esta cuenta se origina según la Ley del Impuesto al Valor Agregado
(IVA), que establece la potestad de recuperar del Fisco Nacional ciertos
Al 31 de diciembre de 2016, los pasivos totales alcanzaron un saldo
créditos fiscales provenientes de las ventas de exportación. Al 31 de
de 102.563 millones de dólares, lo que representa una disminución
diciembre de 2016 presenta una disminución de 172 millones de
de 5.081 millones de dólares (5%) con respecto al 31 de diciembre
dólares (35%) en comparación con el año 2015, ubicándose en un
de 2015, fecha en que se ubicaban en 107.644 millones de dólares.
total de 318 millones de dólares en 2016, debido principalmente a la
Las variaciones más significativas se originan en el sector nacional,
modificación del tipo de cambio durante el año 2016.
debido fundamentalmente a los siguientes rubros:
Cuentas por cobrar y otros activos:

Deuda financiera
Las cuentas por cobrar largo plazo disminuyeron en 2.324 millones

La deuda financiera refleja una disminución de 2.640 millones de
de dólares (36%), en comparación con el año 2015, alcanzando
dólares (6%) al 31 de diciembre de 2016 en comparación con el
un total 4.074 millones de dólares al 31 de diciembre de 2016,
año 2015, alcanzando un total de 41.076 millones de dólares en
originado principalmente por la disminución de las cuentas por
2016, originado principalmente por las amortizaciones de capital de
cobrar por Convenios de Cooperación Energética, por la venta al
interés realizadas durante el año, cumpliendo con los compromisos
BCV de pagarés principalmente mantenidos con países en el marco
establecidos con las instituciones financieras.
del Acuerdo Energético de PETROCARIBE y otros acuerdos de
cooperación correspondientes a las cuentas por cobrar largo plazo.
Acumulaciones y otros pasivos:
Gastos pagados por anticipado y otros activos:

Las acumulaciones y otros pasivos aumentaron en 4.293 millones
de dólares (17%), en comparación al año 2015, alcanzando un total
Los gastos pagados por anticipado y otros activos disminuyeron en
de 30.304 millones de dólares al 31 de diciembre de 2016, debido
1.380 millones de dólares (19%), en comparación con el año 2015,
principalmente al aumento de las cuentas por pagar a entidades
alcanzando un total de 5.680 millones de dólares, principalmente
relacionadas durante el año 2016.
por la variación del tipo de cambio durante el año.
Beneficios a los Empleados y Otros Beneficios post-empleo

Inventarios:
Al 31 de diciembre de 2016 se presentó una disminución en los

Los inventarios aumentaron en 234 millones de dólares (2%), respecto
beneficios a los empleados y otros beneficios post-empleo por
al año 2015, alcanzando un monto de 9.910 millones de dólares en
4.411 millones de dólares (54%) con relación a diciembre 2015. La
2016, principalmente en el rubro de petróleo crudo y sus productos
disminución es originada principalmente por el efecto de la variación
por parte de la filial PDVSA Petróleo, S.A.
del tipo de cambio durante el año 2016.

Tanto en las filiales venezolanas como en las del exterior, existen planes financiera consolidada por 8.837 millones de dólares cumpliendo
de jubilación y de otros beneficios que cubren a los trabajadores y ex– con los compromisos establecidos con las instituciones financieras.
trabajadores elegibles. Estos planes, entre otras condiciones, se basan
en el tiempo de servicio, la edad y, el salario.
Preparación y presentación de estados financieros
En caso de ser necesario, la compañía hará aportes adicionales para Los estados financieros consolidados están preparados de acuerdo
garantizar el pago del monto de beneficio de pensión según el plan con Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF),
definido por contrato. adoptadas por la Junta de Normas Internacionales de Contabilidad
(International Accounting Standards Board-IASB).
Flujo de caja
Las políticas de contabilidad han sido aplicadas consistentemente
para los años presentados en estos estados financieros consolidados,
Liquidez y fuentes de capital
y han sido aplicadas consistentemente por sus filiales, afiliadas y
entidades controladas de forma conjunta.
La fuente primaria de liquidez son los flujos de caja de las
operaciones. Adicionalmente, los préstamos a corto y largo plazo
Se han hecho algunas reclasificaciones a los estados financieros
en dólares estadounidenses y en bolívares, representan una fuente
consolidados del año 2015 y 2014, para conformar su presentación
de capital para los proyectos de inversión. PDVSA continúa
con la clasificación usada en el año 2016.
realizando inversiones de capital para mantener e incrementar el
número de reservas de hidrocarburos que se operan y la cantidad
de petróleo que se produce y procesa. En las operaciones normales Nuevos pronunciamientos contables aún no adoptados
del negocio, PDVSA y sus filiales entran en facilidades y acuerdos
de préstamos, para cubrir sus necesidades de liquidez y fondos Un conjunto de normas nuevas, enmiendas e interpretaciones a
necesarios para los desembolsos de capital. las normas actuales son efectivas para los períodos anuales que
comienzan después del 1° de enero de 2016, y no se han aplicado
Flujo de caja provisto por las actividades operacionales anticipadamente en la preparación de estos estados financieros
consolidados.
Durante el período terminado el 31 de diciembre de 2016, el
efectivo neto de PDVSA provisto por las actividades operacionales Asimismo, la gerencia aún se encuentra evaluando las siguientes
fue de 21.636 millones de dólares, debido fundamentalmente normas y enmiendas para determinar sus posibles impactos en los
a una ganancia neta de 828 millones de dólares, y a los ajustes estados financieros consolidados:
para conciliar esta ganancia neta por partidas que no implicaron
movimiento de efectivo por un importe neto de 20.808 millones • Iniciativa de revelación (modificaciones a la NIC 7, estado de flujos
de dólares. de efectivo)
Flujo de caja usado para las actividades de inversión Las modificaciones requieren revelaciones que permitan a los usuarios
de los estados financieros evaluar los cambios en los pasivos derivados
Durante el período terminado el 31 de diciembre de 2016, el efectivo de las actividades de financiamiento, incluyendo tanto los cambios
neto de PDVSA usado en las actividades de inversión fue de 12.142 surgidos de los flujos de efectivo como los cambios no relacionados
millones de dólares, destinados principalmente a las adquisiciones de con el efectivo.
propiedades, plantas y equipos, para mantener la capacidad y adecuar
las instalaciones a los niveles de producción planificados. Las modificaciones son efectivas para los períodos anuales que
comiencen el 1° de enero de 2017 o después; su adopción anticipada
está permitida.
Flujo de Caja Provisto por las Actividades de Financiamiento
• Reconocimientos de activos por impuesto diferidos por pérdidas

Durante el período terminado el 31 de diciembre de 2016, el efectivo
no realizadas (modificaciones a la NIC 12 impuesto a las ganancias)
neto de PDVSA usado para las actividades de financiamiento fue de
2.476 millones de dólares, originados fundamentalmente por el efecto
Las modificaciones aclaran la contabilización de los activos por
surgido entre el efectivo recibido por la emisión de deuda financiera por
impuestos diferidos por pérdidas no realizadas relacionadas con
6.238 millones de dólares, esto con el objeto de obtener los recursos
instrumentos de deuda medidos al valor razonable.
requeridos para cubrir las necesidades de inversión en el marco de la
Ley del Plan de la Patria, y disminuciones por pagos de dicha deuda
Las modificaciones son efectivas para los períodos anuales que La NIIF 9 (2014) es efectiva para los períodos anuales que
comiencen el 1° de enero de 2017 o después; su adopción comiencen el 1° de enero de 2018 o en una fecha posterior; su
anticipada está permitida. adopción anticipada está permitida.
• NIIF 15 Ingresos de actividades ordinarias procedentes de • NIIF 16 arrendamientos

contratos con clientes
La NIIF 16 introduce un modelo de arrendamiento contable
La NIIF 15 establece un marco completo para determinar si único para los arrendatarios. El arrendatario reconoce un activo
se reconocen ingresos de actividades ordinarias, cuándo se por derecho de uso que representa su derecho a usar el activo
reconocen y por qué monto. Reemplaza las actuales guías para subyacente y un pasivo por arrendamiento que representa su
el reconocimiento de ingresos, incluyendo la NIC 18 Ingresos obligación de hacer pagos por arrendamiento. Los arrendadores
de Actividades Ordinarias, NIC 11 Contratos de Construcción y continuarán clasificando los arrendamientos como financieros u
CINIIF 13 Programas de Fidelización de Clientes. operativos.
La NIIF 15 es efectiva para los períodos anuales que comiencen La NIIF 16 reemplaza las guías sobre arrendamientos existentes,
el 1° de enero de 2018 o en una fecha posterior; su adopción incluyendo la NIC 17 Arrendamientos, la CINIIF 4 Determinación
anticipada está permitida. de si un Acuerdo Contiene un Arrendamiento, la SIC-15
Arrendamientos Operativos – Incentivos y la SIC 27 Evaluación de
• NIIF 9 Instrumentos financieros (2014) la Esencia de las Transacciones que Adopten la Forma Legal de un
Arrendamiento. La NIIF 16 es efectiva para los periodos anuales
La NIIF 9 (2014) reemplaza las guías de la NIC 39, Instrumentos que comiencen el 1° de enero de 2019 o en una fecha posterior; su
Financieros: Reconocimiento y Medición. La NIIF 9 incluye adopción anticipada esta permitida para entidades que apliquen
guías revisadas para la clasificación y medición de instrumentos la NIIF 15 Ingresos de Actividades Ordinarias Procedentes de
financieros, incluyendo un nuevo modelo de pérdidas crediticias Contratos con Clientes.
esperadas para calcular el deterioro de los activos financieros y los
nuevos requerimientos generales de contabilidad de coberturas.
También mantiene las guías relacionadas con el reconocimiento
y la baja de cuentas de los instrumentos financieros de la NIC 39.

GLOSARIO DE TÉRMINOS
ALBANAVE ALBANAVE, S.A.
Bariven Bariven, S.A.
BITOR Bitúmenes del Orinoco, S.A.
CALIFE C.A. Luz y Fuerza Eléctrica de Puerto Cabello
Cerro Negro Petrolera Cerro Negro, S.A.
COMMERCHAMP COMMERCHAMP, S.A.
Commercit Commercit, S.A.
Corpoelec Corporación Eléctrica Nacional, S.A.
Corpoven Corpoven, S.A.
CVP Corporación Venezolana de Petróleo, S.A.
EDC C. A. La Electricidad de Caracas
ELEVAL C.A. Electricidad de Valencia
FPO Faja Petrolífera del Orinoco
Hamaca Petrolera Hamaca, C.A.
Interven Venezuela Interven, S.A.
Intevep Intevep, S.A.
Lagoven Lagoven, S.A.
Maraven Maraven, S.A.
PDV Andina PDV Andina, S.A.
PDV Caribe PDV Caribe, S.A.
PDV Cupet PDV Cupet, S.A.
PDV Marina PDV Marina, S.A.
PDV Sur PDV Sur, S.A.
PDVSA Petróleos de Venezuela, S.A. y sus filiales
PDVSA Agrícola PDVSA Agrícola, S.A.
PDVSA América PDVSA América, S.A.
PDVSA Argentina PDVSA Argentina, S.A.
PDVSA Asfalto PDVSA Asfalto, S.A.
PDVSA Bolivia PDVSA Bolivia, S.A.
PDVSA Colombia PDVSA Colombia, S.A.
PDVSA Cuba PDVSA Cuba, S.A.
PDVSA Desarrollos Urbanos PDVSA Desarrollos Urbanos, S.A.

PDVSA Ecuador PDVSA Ecuador, S.A.
PDVSA Gas PDVSA Gas, S.A.
PDVSA Gas Comunal PDVSA Gas Comunal, S.A.
PDVSA Industrial PDVSA Industrial, S.A.
PDVSA Ingeniería y Construcción PDVSA Ingeniería y Construcción, S.A.
PDVSA Naval PDVSA Naval, S.A.
PDVSA Petróleo PDVSA Petróleo, S.A.
PDVSA Servicios PDVSA Servicios, S.A.
PDVSA Uruguay PDVSA Uruguay, S.A.
PDVSA VI PDVSA Virgin Island, Inc.
Petrocedeño Petrocedeño, S.A.
Petrolera Bielovenezolana Petrolera Bielovenezolana, S.A.
Petrolera Güiria Petrolera Güiria, S.A.
Petrolera Indovenezolana Petrolera Indovenezolana, S.A.
Petrolera Paria Petrolera Paria, S.A.
Petrolera Sinovensa Petrolera Sinovensa, S.A.
Petromonagas Petromonagas, S.A.
Petropiar Petropiar, S.A
Petrosucre Petrosucre, S.A.
Petrozuata Petrolera Zuata, Petrozuata C.A.
Petrozumano Petrozumano, S.A.
POMR Proyecto Orinoco Magna Reserva
PSO Proyecto Socialista Orinoco
SENECA Sistema Eléctrico del estado Nueva Esparta, C. A.
Sincor Sincrudos de Oriente, S.A.
SINOVENSA Orifuels Sinoven, S.A.
Tradecal Tradecal, S.A.
Tropigas Tropigas, S.A.C.A.
Vengas Vengas, S.A.
Veneziran Oil Company Veneziran Oil Company, S.A.

NOMENCLATURA
2D Bidimensional
3D Tridimensional
°API Gravedad API
Bs./Lt Bolívares por litro
Bls Barriles
BD Barriles diarios
BPC Billones de pies cúbicos
BNPD Barriles netos por día
Bpce Barriles equivalentes de petróleo
Bpced Barriles equivalentes de petróleo diarios
Bpd Barriles de petróleo diarios
Bpe Barriles de petróleo equivalentes
Btu Unidades térmicas británicas
Btu/pc Btu por pie cúbico
Bs/US$ Bolívares por dólar estadounidenses
Dólares Dólares estadounidenses
EE/CC Estaciones de Combustible
EE/SS Estaciones de Servicio
FEED Front-End Engineering Desing (Diseño de la Ingeniería Conceptual)
GLP Gas licuado de petróleo
GNL Gas natural licuado
GOES Gas original en sitio
ha Hectáreas
H/H Horas/Hombre
Hp Caballos de potencia
in Pulgadas
ISLR Impuesto sobre la renta
IVA Impuesto al valor agregado
kg Kilogramos
km Kilómetros
km2 Kilómetros cuadrados
kW Kilovatios

kWh Kilovatios hora
LGN Líquidos del gas natural
LPC Libras por pulgada cuadrada
L Litros
Lts/día Litros días
Lts/Seg Litros segundos
MB Miles barriles
MBD Miles barriles diarios
MMB Millones de barriles
MMBD Millones de barriles diarios
MBDpe Miles de barriles diarios de petróleo equivalente

Para obtener el barril equivalente el factor de conversión es de 5,8 PC/Bls
MMBls Millones de barriles
MMMBls Miles de millones de barriles
MMBsF Millones de bolívares fuertes
MBPCE Miles de barriles de petróleo equivalentes
MMBpce Millones de barriles de petróleo equivalentes
MBpced Miles de barriles equivalentes de petróleo diarios
MMBpced Millones de barriles equivalentes de petróleo diarios
MMLts Millones de litros
MPC Miles de pies cúbicos
MMPC Millones de pies cúbicos
MPCD Miles de pies cúbicos diarios
MMPCD Millones de pies cúbicos diarios
MMMPC Miles de millones de pies cúbicos
MPCN Miles de pies cúbicos normales
MMPCN Millones de pies cúbicos normales
MMMPCN Miles de millones de pies cúbicos normales
MMPCGD Millones de pies cúbicos de gas diario
MMPC/Bls Millones de pies cúbicos por barriles
MBtu Miles de unidades térmicas británicas
MBHP Mil Break HorsePower
MMBtu Millones de unidades térmicas británicas
m Metros
m2 Metros cuadrados
MTM Miles de toneladas métricas


Informe de Gestion Anual 2016

Cargado por

Copyright:

Formatos disponibles

Informe de Gestion Anual 2016

Cargado por

Información del documento

Descripción original:

Derechos de autor

Formatos disponibles

Compartir este documento

Compartir o incrustar documentos

Opciones para compartir

¿Le pareció útil este documento?

¿Este contenido es inapropiado?

Copyright:

Formatos disponibles

Informe de Gestion Anual 2016

Cargado por

Copyright:

Formatos disponibles

V ISIÓN GENER A L DEL NEGOCIO

INFORME DE GESTIÓN ANUAL 2016 1

INFORME DE GESTIÓN ANUAL 2016 3

• VISIÓN GENERAL DEL NEGOCIO

4 INFORME DE GESTIÓN ANUAL 2016

• CONVENIOS DE COOPERACIÓN ENERGÉTICA

• GLOSARIODE TÉRMINOS 130

INFORME DE GESTIÓN ANUAL 2016 5

INFORME DE GESTIÓN ANUAL 2016 7

Palacio de Miraflores miércoles 23 de

DEFENDER LA SOBERANÍA POR ENCIMA DE TODO

• Acuerdo con la Corporación Nacional China de Petróleo

INFORME DE GESTIÓN ANUAL 2016 11

Otro proyecto bandera de la industria petrolera venezolana es

PLAN ESTRATÉGICO SOCIALISTA (PES) DE PDVSA

La defensa de nuestra soberanía también recae de manera

12 INFORME DE GESTIÓN ANUAL 2016

INFORME DE GESTIÓN ANUAL 2016 13

16 INFORME DE GESTIÓN ANUAL 2016

FORTALEZAS QUE SOPORTAN

TABLA • RESUMEN OPERATIVO 2016

Gas húmedo 2 MMBls

Condensado 2.497 MMBls

Liviano 10.743 MMBls

Mediano 9.538 MMBls

Pesado 18.217 MMBls

Extrapesado 261.253 MMBls

Reservas probadas de crudo 302.250 MMBls

Reservas probadas de gas 202.698 MMMPC

Adquisición sísmica 3D 583 Km²

Liviano 313 MBD

Mediano 573 MBD

Pesado + extrapesado 1.492 MBD

Total producción crudo 2.466 MBD

Líquidos del gas natural (LGN) 105 MBD

Total producción crudo + LGN 2.571 MBD

Producción de gas natural bruta 7.926 MMPCD

Capacidad de refinación 1.303 MBD

Capacidad de refinación 1.188 MBD

Capacidad de refinación PDVSA 2.491 MBD

Productos obtenidos en Venezuela 810 MBD

Productos obtenidos en el exterior 1.027 MBD

Total transferencias -37 MBD

Productos obtenidos de PDVSA 1.800 MBD

INFORME DE GESTIÓN ANUAL 2016 17

Crudo 1.818 MBD

Productos 371 MBD

Exportaciones de PDVSA 2.189 MBD

VENTAS AL MERCADO INTERNO

Ventas de líquidos 510 MBD

Ventas de gas natural 241 MBDE

Ventas de líquidos y gas 751 MBDE

Fuerza laboral petrolera 110.648 Personas

Fuerza laboral petrolera 4.535 Personas

Fuerza laboral no petrolera 31.043 Personas

Fuerza laboral de PDVSA 146.226 Personas

Fuerza laboral contratistas 22.679 Personas

Refinerías en Venezuela 6 Und

Poliductos para transporte 1.525 Km