PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. (PDVSA)
REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA MINISTERIO DEL PODER POPULAR DE PETRÓLEO Y MINERÍA MEMORIA PETRÓLEOS DE VENEZUELA (PDVSA) CARACAS, ENERO 2013 268
Exposición de Motivos A continuación se presenta la Memoria y Cuenta de Petróleos de Venezuela, S.A. correspondiente al año 2012, dando cumplimiento a lo tipificado en el artículo 244 de la Constitución de la República Bolivariana de Venezuela, así como a los fundamentos establecidos en la Resolución N 003 del Ministerio del Poder Popular de Planificación y Desarrollo (hoy Ministerio del Poder Popular de Planificación y Finanzas), publicada en la Gaceta Oficial N 38.605 de fecha 16 de Enero de 2007 y en la Providencia Administrativa N 06-004 emanada de la Oficina Nacional de Contabilidad Pública, adscrita al MPPPF, publicada en la Gaceta Oficial N 38.600, de fecha 09 de Enero de 2007, respectivamente, en las cuales se regula la formación de la Cuenta y la Memoria Anual de los Órganos de la Administración Pública Central. El presente documento, expone en forma breve los lineamientos estratégicos para el año 2012 emanados de la Asamblea de Accionistas de PDVSA. Así mismo, se hace un recuento de los principales logros, describiendo los resultados globales alcanzados, en el marco de las políticas establecidas en el Plan de Desarrollo Económico y Social de la Nación 2007-2013, incluyendo las actividades realizadas a través de la inversión de los recursos presupuestarios asignados para la ejecución de los proyectos aprobados, detallando su estado en cada una de las áreas que conforman la cadena de valor de los procesos productivos de la Corporación. 269
1. Marco Normativo Institucional Naturaleza Jurídica: Petróleos de Venezuela, S.A. y sus filiales (PDVSA) constituyen una corporación propiedad de la República Bolivariana de Venezuela, creada por el Estado venezolano en el año 1975, en cumplimiento de la Ley Orgánica que Reserva al Estado, la Industria y el Comercio de Hidrocarburos (Ley de Nacionalización). Sus operaciones son supervisadas y controladas por el Ministerio del Poder Popular de Petróleo y Minería. Fue creada mediante Decreto Presidencial N 1.123, de fecha 30 de agosto de 1975, bajo la forma de sociedad anónima, con domicilio en la ciudad de Caracas e inscrita en el Registro Mercantil Primero de la Circunscripción Judicial del Distrito Federal y del estado Miranda, bajo el N 23, Tomo 99-A, el 15 de septiembre de 1975. Su funcionamiento se basa en el decreto N 3.299, de fecha 07 de diciembre de 2004, publicado en la Gaceta Oficial de la República Bolivariana de Venezuela N 38.081 de esa misma fecha, cuyas normas representan el Acta Constitutiva y Estatutos Sociales de la empresa. Las principales funciones de PDVSA incluyen la planificación, coordinación, supervisión y control de las actividades de exploración, explotación, transporte, manufactura, refinación, almacenamiento, comercialización o cualquier otra de su competencia en materia de petróleo y demás hidrocarburos de sus empresas tanto en Venezuela como en el exterior; adicionalmente, sus funciones también incluyen la promoción o participación en actividades dirigidas a fomentar el desarrollo integral, orgánico y 270
sostenible del país, incluyendo las de carácter agrícola e industrial, 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. En cuanto a las filiales en el exterior, las mismas están involucradas con las actividades de exploración, refinación y comercialización en los Estados Unidos de América (EE.UU.) Europa, el Caribe y Latinoamérica. Régimen Jurídico Aplicable: Para el cumplimiento de sus funciones, PDVSA se rige por la Constitución de la República Bolivariana de Venezuela, así como por la Ley Orgánica que Reserva al Estado la Industria y Comercio de los Hidrocarburos, y por sus Reglamentos, por sus Estatutos Sociales, por las disposiciones que dicte el Ejecutivo Nacional y por las del Derecho Común que le fueren aplicables. Denominación del Órgano: Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) Misión: Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) además de las actividades relacionadas con el negocio medular petrolero: exploración, producción, refinación, mercado interno y ventas de exportación, interactúa mediante procesos de integración con todas las instituciones del Estado y de la sociedad del país y países de todos los continentes, asimismo, mantiene estrecha relación con las comunidades, promoviendo acciones que generan un alto impacto en el desarrollo social y económico, que contribuyan a erradicar la desigualdad en provecho de todos los venezolanos. 271
Es por ello, que su misión está orientada a revalorizar los recursos naturales de petróleo y gas, para contribuir a garantizar una mejor calidad de vida al pueblo venezolano, generando la mayor riqueza posible a partir de la explotación, transformación y exportación de los hidrocarburos con el más alto contenido de valor agregado nacional, sustentada por trabajadores con suficiente capacidad técnica operativa que son parte integral de la nación, con dominio de tecnologías de punta, profundizando el aporte social de la industria al país y no solamente a través de las misiones sociales, sino con proyectos de desarrollo nacional, manteniendo una conexión recíproca entre sociedad y empresa mediante la expansión de las economías asociativas para lograr una mayor integración entre la empresa y su pueblo, así como la integración regional suramericana y latino americana, orientada a defender la soberanía y preservar la seguridad y defensa. Competencias: En este aparte se específica la competencia de Petróleos de Venezuela, S.A., como Empresa del Estado y sus objetivos como ente fundamental en la generación de riqueza y garante de los planes de desarrollo de la Nación. Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA), es una empresa con operaciones y administración ampliamente descentralizadas manteniendo centralizados los aspectos estratégicos, la coordinación y el control, tiene autonomía funcional y esta adscrita al Ministerio del Poder Popular de Petróleo y Minería. Su función principal es el ejercicio soberano en la explotación, control y administración de los hidrocarburos, así como el fortalecimiento y control, de estas actividades encomendadas por parte del Estado, los cuales constituyen los elementos fundamentales para garantizar la Seguridad Nacional y para sostener el Plan de Desarrollo de la Nación, con el objetivo de construir una sociedad más justa, crear riqueza y bienestar para el pueblo, de conformidad 272
con lo previsto en el articulo 5 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos y en concordancia con lo establecido en los artículos 302 y 303 de la Constitución de la República Bolivariana de Venezuela, donde se dispone que las actividades petroleras deben estar dirigidas a fomentar el desarrollo integral orgánico del país, lo cual se podrá lograr dando cumplimiento a los lineamientos estratégicos que establece el Gobierno Nacional a través del Ministerio del Poder Popular de Petróleo y Minería como ente rector. En el marco del proceso de transformación y cambio de la nueva PDVSA, la Corporación ha impulsado el fortalecimiento del nuevo modelo socio productivo nacional, a través de la creación de las llamadas Filiales No Petroleras. Estas empresas se han constituido en el pilar clave para la construcción de un nuevo modelo socialista de negocios, que apalanque el proceso de transformación y cambio del aparato productivo nacional. De esta manera, la industria petrolera venezolana en aras de profundizar aceleradamente su orientación al desarrollo endógeno, socioproductivo, social y cuidado del ambiente del país, amplía su ámbito de acción creando mayores posibilidades de generar actividad económica y de participación social, a partir del retorno de inversión proveniente de la explotación petrolera. Este conjunto de empresas se encuentran agrupadas en 5 grandes sectores, a saber: Alimentación: Dedicado al fortalecimiento del desarrollo endógeno integral y de los programas pertinentes que coadyuven a la consecución de la seguridad alimentaria. Industrial: Dedicado a impulsar el desarrollo de las capacidades propias de manufactura requeridos para avanzar en la soberanía operacional y económica del negocio petrolero nacional. Servicios Públicos: Orientado al fortalecimiento de Empresas con Visión Socialista y de 273
Propiedad Social, en sectores prioritarios de gestión social. Infraestructura: Orientado a apalancar el fortalecimiento del nuevo Modelo Económico Socioproductivo nacional; y Servicios Petroleros: Destinado a contribuir con el desarrollo y fortalecimiento de las actividades conexas al sector petrolero para avanzar en la soberanía de servicios de este sector. Estructura Organizativa: Con el propósito de esquematizar la organización, se describen las principales unidades organizativas con sus funciones básicas, atribuciones y deberes. La organización básica de Petróleos de Venezuela S.A., está integrada por las siguientes áreas de Negocios: Operaciones de exploración y producción de crudo y gas en Áreas Tradicionales, Costa Afuera y Faja Petrolífera del Orinoco Operaciones de mejoramiento y refinación de crudo Operaciones de mercadeo de productos en los mercados local e internacional. Operaciones de procesamiento de gas, producción de Líquidos del Gas Natural, así como transporte, distribución y comercialización de gas y LGN en el Mercado Local, y la exportación de LGN. Investigación y desarrollo Negocios Internacionales Operaciones del Sector No Petrolero Planificación y Nuevos Negocios Auditoria 274
Finanzas Recursos Humanos Desarrollo Social Organizaciones de apoyo En la siguiente figura se presenta la estructura organizativa de la empresa: 275
Fuente: Dirección Ejecutiva de Recursos Humanos (noviembre 2012) 2. Lineamientos Estratégicos 2012 Los lineamientos estratégicos del año 2012 1 estuvieron orientados por una parte a contribuir con el fortalecimiento del la Soberanía Económica del país y por otra a coadyuvar con el posicionamiento geopolítico de la República Bolivariana de Venezuela en el ámbito internacional. Estos lineamientos son 1 Los Lineamientos estratégicos fueron establecidos en la Primera Asamblea Ordinaria de Accionistas 2012, de fecha 16 de Abril de 2012. 276
Lineamientos Orientados al fortalecimiento de la Soberanía Económica: Alinear la estrategia y los planes de inversión de los hidrocarburos con el Plan de Desarrollo Económico y Social de la Nación y cumplir con las obligaciones derivadas de los mismos. Continuar realizando las actividades del negocio de los hidrocarburos bajo el marco legal y fiscal vigente. Apoyar al Ministerio del Poder Popular de Petróleo y Minería en la aplicación y desarrollo de la política de Plena Soberanía Petrolera y en su interés de establecer políticas públicas dirigidas a garantizar la seguridad energética de la Nación y el abastecimiento de hidrocarburos en el mercado interno. Seguir impulsando todas las formas de Propiedad Social que permitan ampliar la participación del Estado en la economía de la nación e incorporar al Poder Popular. Continuar con la formación y desarrollo de capital nacional, mediante el estímulo al funcionamiento de una cadena de proveedores nacionales de bienes y servicios a la Industria Petrolera. Asegurar el desarrollo del concepto de Plena soberanía económica en toda la actividad de Petróleo y Gas, así como los sectores conexos estratégicos. Asegurar el suministro continuo y regulación de hidrocarburos con fines de industrialización y de carácter estratégico para el país, fortaleciendo la inversión pública, mecanismos de creación y desarrollo de EPS y de redes, dando espacio a la inversión privada en el sector petrolero aguas abajo, en el marco del Plan de Desarrollo Económico y Social de la Nación. 277
Proseguir con el mejoramiento de la base de recursos de hidrocarburos, con énfasis en el desarrollo la Faja Petrolífera del Orinoco y las reservas Costa Afuera, así como también sostener el esfuerzo exploratorio en nuestras áreas de petróleo y gas, con el fin de incorporar reservas de condensado, liviano y pesado. Continuar apoyando al Ministerio del Poder Popular de Petróleo y Minería y concentrar esfuerzos en la certificación de reservas y estudios integrados de yacimientos en la Faja Petrolífera del Orinoco en su plan de desarrollo. Mantener la ejecución de las acciones necesarias para incrementar los niveles de recuperación secundaria tanto de petróleo como de gas ya alcanzar un recobro mínimo de 20% de promedio nacional. Darle prioridad en los planes a las actividades de remediación de los pasivos ambientales y la mitigación del riesgo ambiental que se deriva de la gestión operativa, con énfasis en el Lago de Maracaibo, las nuevas áreas de explotación petrolera, de la Faja Petrolífera del Orinoco, de las áreas Costa Afuera y del Golfo de Venezuela. Concentrar esfuerzos en asegurar que la generación del potencial de producción esté orientada a la explotación de las reservas probadas no desarrolladas de crudos y de gas libre. Así como también, incrementar las reservas probadas a partir de la conversión de las probables. Apoyar ampliamente al Ministerio del Poder Popular de Petróleo y Minería y a sus órganos adscritos, como el Ente Nacional de Gas y el Servicios Autónomo de Metrología de Hidrocarburos, en las actuaciones que éste adelanta en cuanto a los procesos de fiscalización y metrología de todas las actividades de la cadena de 278
valor de los hidrocarburos, a fin de asegurar el máximo valor de los hidrocarburos y la conservación de los mismos. Continuar la adecuación del Parque de Refinación Nacional para que estén en capacidad de manufacturar las corrientes de Refinación que sean necesarias para el desarrollo petroquímico de la Nación. Incrementar el procesamiento de crudo en el país, ampliando la capacidad de refinación nacional aumentando la manufactura de productos y corrientes de refinación. Aumentar la capacidad de almacenamiento en el país hasta obtener una razonable autonomía en días de producción nacional, asimismo debe desarrollarse la infraestructura de transporte y despacho requerida. Continuar desarrollando la infraestructura de superficie necesaria para asegurar la disponibilidad de crudos, productos y gas en el territorio nacional y los puertos de exportación. Intensificar los esfuerzos exploratorios con el propósito de cuantificar los volúmenes de reservas probadas de gas no asociado en el Golfo de Venezuela y acelerar los planes de explotación del gas no asociado en los yacimientos de los campos gasíferos localizados en Costa Afuera, con el propósito de incorporar reservas que aseguren el suministro de gas natural al mercado interno, todo ello, priorizando la soberanía del Estado sobre el recurso. Acelerar el desarrollo de las reservas probadas y las áreas asignadas a PDVSA y sus Empresas Mixtas en a Faja Petrolífera del Orinoco como soporte fundamental a los planes de producción y a la concreción del área especial de desarrollo. 279
Lineamientos dirigidos al Posicionamiento Geopolítico de la República Bolivariana de Venezuela en el Ámbito Internacional: Reiterar el apoyo al Ministerio del Poder Popular de Petróleo y Minería en el fortalecimiento de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), y para la defensa activa de la política de valorización y correcta administración de nuestros recursos, en el ejercicio soberano de los países productores, y mantener un precio justo para nuestro petróleo, a fin de lograr la estabilidad del mercado con el objeto de eliminar la volatilidad económica y fiscal en los ingresos de la Nación. Apoyar al Ministerio del Poder Popular de Petróleo y Minería para el desarrollo y fortalecimiento de los organismos de coordinación energética regional tales como el ALBA, Petrocaribe, Petrosur y demás iniciativas de cooperación impulsadas por el Estado Venezolano. Apoyar al Ministerio del Poder Popular de Petróleo y Minería en el Foro de Países Exportadores de Gas (FPEG), la Unión Suramericana de Naciones y organismos multilaterales de energía con el propósito de construir las instancias necesarias para la coordinación de políticas en materia de gas y energía así como a la integración regional. Continuar la reorientación de los negocios en el exterior optimizando negocios, inversiones y operaciones financieras, estableciendo una política de integración hemisférica mediante la concertación de acuerdos y alianzas estratégicas con las empresas petroleras estatales, dentro de la iniciativa de la política de integración multipolar del país. 280
Reafirmar nuestra estrategia de diversificación de mercados para mitigar los efectos asociados a la excesiva dependencia de los mercados tradicionales. Continuar con los procesos destinados a mejorar la composición de la cesta de exportación con crudos de mayor valor comercial, de menor costo de producción y de mayor retribución fiscal, valorizando así a nuestros recursos e incrementando la oferta de productos terminados. Del mismo modo, reiterar políticas para garantizar la estabilización de los mercados de crudos pesados y extrapesados con países productores de estos tipos de crudos. De ahí la necesidad de seguir optimizando la capacidad de refinación y su adecuación tecnológica, para garantizar el incremento de la colocación de nuestros crudos pesados y extrapesados maximizando su valor comercial y minimizando el riesgo asociado con la desvalorización de la cesta de crudos y productos venezolanos. Comportamiento de los Precios y el Mercado Petrolero: Evolución de los Precios del Crudo El mercado petrolero durante el año 2012 conllevó a que el crecimiento del PIB global se ubique por encima del 5,4% para el 2012, ya que los precios del crudo se lograron mantener en niveles promedio por encima de los 100 $/Bl, situación que se vio impulsada en gran medida por las políticas monetarias expansivas de los bancos centrales de EE.UU. y Europa, a fin de motorizar sus economías, así como por tensiones geopolíticas entorno al Medio Oriente. En ese contexto, el precio promedio del crudo marcador WTI pasó de un promedio de 95,1 $/Bl en 2011 a 94,5 $/Bl en 2012 (al 10 de Diciembre), lo 281
cual representa una caída de 0,6 $/Bl (0,63%). Por su parte, el precio del crudo marcador del Mar del Norte, Brent, evidenció un cambio en su valor promedio al incrementarse en 0,9% (0,95 $/Bl), pasando de 110,8 $/Bl en 2011 a 111,8 $/Bl (al 10 de Diciembre). Asimismo, el precio de la Cesta OPEP experimentó un crecimiento de 2,1% (2,22 $/Bl), para ubicar su precio promedio anual en 109,7 $/Bl en 2012 (al 10 de Diciembre), frente al 107,5 $/Bl observado en 2011. Finalmente, la cotización de la Cesta Venezuela se incrementó de forma anualizada en 2,64 $/Bl (2,6%), promediando 103$/Bl en el 2012 (al 10 de Diciembre) frente al valor de 2011 que promedió 101,1 $/Bl. Durante el 2012, se observó una alta volatilidad en los precios del crudo, como ejemplo de ello, se tiene que el precio del WTI, especialmente en el mes de julio, pasó de cotizarse de 108,8 $/Bl a 77,4 $/Bl, perdiendo 31,4 $/Bl, para luego recuperarse rápidamente en el mes siguiente. Evolución Precios de Principales Crudos Marcadores ($/Bl) Fuente: PDVSA, OPEP y Reuters 282
Entre los factores que influyeron en la mencionada volatilidad se pueden resaltar la especulación financiera en los mercados petroleros y los eventos geopolíticos que han tenido lugar en varios países productores de petróleo, así como las sanciones a las exportaciones petroleras de Irán. Lamentablemente las sanciones, amenazas, e incluso, la agresión militar, se han convertido en la herramienta principal para resolver desacuerdos internacionales, especialmente los relativos al sector petrolero. Asimismo, los precios se han visto respaldados por intereses de países productores no pertenecientes a la OPEP, quienes buscan mantener niveles de precios por encima de 100 $/Bl, a fin de que se hagan posibles los desarrollos y se refuercen la rentabilidad de los proyectos de extracción de petróleo, como son los casos del petróleo de esquisto, especialmente en EE.UU., y de las arenas bituminosas en Canadá, con sus arenas bituminosas. A la luz del estado de agotamiento de la mayoría de los recursos petroleros de fácil acceso, bajo riesgo y bajo costo, un precio estable, por encima de 100 $/Bl, representa el mínimo necesario para que los recursos ubicados en las áreas más complicadas o marginales se puedan producir de una forma lo suficientemente expedita como para cubrir los requerimientos del mercado y de esta manera propender a la estabilidad de los precios. 283
Indicadores WTI 2012 ($/Bl) Ene-12 Feb-12 Mar-12 Abr-12 May-12 Jun-12 Ju l-1 2 Ago-12 Sep-12 Oct-12 Nov-12 Dic-12 Promedio del mes 100,2 101,9 106,4 103,3 95,4 82,5 87,8 93,8 94,9 89,9 86,7 87,2 Diferencia con el mes anterior 1,6 1,7 4,5-3,1-8,0-12,9 5,3 6,0 1,1-5,0-3,3 0,6 % de cambio mes anterior 1,8 1,7 4,4-2,9-7,7-13,5 6,5 6,8 1,2-5,2-3,6 0,7 Precio de apertura 99,7 98,5 107,1 103,0 106,2 83,4 85,0 88,9 97,1 92,3 86,9 89,1 Precio mínimo 98,4 96,4 104,0 77,4 86,6 77,7 77,4 77,4 90,0 85,1 84,5 85,6 Precio máximo 103,2 108,6 108,8 113,4 106,2 84,8 108,8 108,8 99,0 92,4 89,5 89,1 Precio de cierre 98,8 106,6 104,0 104,9 86,6 77,7 89,8 96,4 92,1 86,1 88,8 85,6 Rango de variación 4,8 12,2 4,8 36,0 19,6 7,1 31,4 31,4 9,0 7,3 5,1 3,5 Volatilidad 4,8% 12,0% 4,5% 34,8% 20,5% 8,6% 35,8% 33,5% 9,5% 8,1% 5,9% 4,0% Fuente: Agencia Información de Energía EE.UU., Reuters, Cálculos Propios PDVSA Por otra parte, en el 2012, se siguió profundizando el diferencial entre las cotizaciones de los crudos Brent y WTI, ampliándose cada vez más. Hasta el 2010, el WTI solía cotizarse cerca de 2,0 $/Bl sobre el Brent. Sin embargo, luego de la inestabilidad creada por la especulación financiera en el mercado petrolero, así como debido a los problemas de infraestructura en Cushing, Estado de Oklahoma (punto de formación del precio del WTI), ubicada en el centro de los EE.UU., que imposibilitan el transporte de crudo hacia la costa estadounidense del Golfo de México y generan una acumulación no esperada de importantes niveles inventarios, se ha invertido esa tendencia. 284
Evolución Precios WTI y Brent 2010 2012 ($/Bl) Fuente: Reuters De esta manera, durante el 2012 se han logrado alcanzar cotizaciones del crudo Brent de hasta 18 $/Bl sobre el WTI, dejando de ser un crudo marcador que represente la realidad de los mercados internacionales de crudo y pasando a reflejar sólo la realidad particular de Cushing, Oklahoma. 285
Diferencial Precios WTI Brent 2012 ($/Bl) Fuente: Reuters, Cálculos Propios PDVSA En el gráfico a continuación, se puede observar como la conectividad actual de la región de la Costa del Golfo de EE.UU. es prioritariamente hacia Cushing, con limitaciones de transporte de crudo desde Cushing hacia las refinerías de la costa estadounidense del Golfo de México. Se estima que, para finales de 2013, se active el nuevo tramo de Keystone hacia las costas del sur de EE.UU. Asimismo, cabe destacar que el precio de los crudos livianos que son exportados hacia EE.UU. han disminuido su cotización, tanto en este mercado como en el mercado petrolero global, esto debido a la reducción de necesidades de importación de crudo liviano en EE.UU., dado el incremento de la producción de petróleo de esquisto, la cual actualmente se encuentra 286
alrededor de los 1,96 MMBD, por lo que ha comenzado a afectar los flujos comerciales de crudo a nivel mundial. Como consecuencia del incremento de los volúmenes de producción de petróleo de esquisto en el mercado estadounidense, se están reduciendo las necesidades de importación de crudo de ese país provenientes, principalmente, de Nigeria, Argelia y Angola en cerca de 600 MBD, afectando las cotizaciones de estos crudos africanos a la baja, entre 2,5 $/Bl y 3,5 $/Bl, cambiando los flujos petroleros acostumbrados desde África hacia Norteamérica hacia mayores flujos desde África hacia Asia y Europa, como consecuencia del desplazamiento de este crudo del mercado estadounidense a los mercados asiático y europeo. La producción doméstica de EE.UU. de petróleo crudo (incluyendo condensados) se estima cerrará en el 2012 con un volumen de 8,6 MMBD, representando el volumen de producción más alto en casi 15 años. La última vez que EE.UU. llevó su producción a estos mismos niveles fue en enero de 1998. Desde septiembre de 2011, la producción EE.UU. ha aumentado en más de 900 MBD, debido en mayor parte al rápido crecimiento de la producción de petróleo esquisto, combinando la perforación horizontal con la utilización del método de fracturación hidráulico (fracking) en los yacimientos con mayores reservas, ubicados en Texas (Eagle Ford) y en Dakota del Norte (Bakken). Evolución del Mercado Petrolero Crecimiento Económico La actividad económica global durante el 2012 evidenció señales de desaceleración, generada por el deterioro significativo de la actividad económica de la Eurozona, la debilidad del crecimiento en EE.UU. y Japón, y 287
la desaceleración de las economías emergentes, como China, India y Brasil. Por ello, las estimaciones de crecimiento económico para 2012 fueron ajustadas a la baja por diversas instituciones multilaterales y bancos de inversión, pasando de una expansión global de 3,6%, estimada hacia el primer trimestre de 2012, a 3,1% publicada para finales del mismo año. Específicamente, la economía de la Eurozona durante el 2012 se contrajo en 0,4%, sin poder mantener el ritmo de expansión del 2010 y 2011, cuando crecieron en 1,9% y 1,6%, respectivamente. Se destaca que la economía de la Eurozona entró en su segunda recesión desde el 2009, al registrar una contracción del 0,1% en su PIB durante el tercer trimestre de 2012 en relación al trimestre anterior, cuando ya había retrocedido 0,2%. Por su parte, la economía estadounidense creció en 2,2%, por debajo de su senda de crecimiento de los últimos cinco años de 3,5%, por lo cual se mantienen las señales de una actividad económica débil, en un contexto de elevado nivel de desempleo y endeudamiento de sus autoridades nacionales. Para el caso de Japón, se evidencia una expansión de 2,2%, tras haber experimentado una contracción de 0,8% durante el 2011, producto del terremoto y posterior tsunami en Fukushima. No obstante, hacia finales de 2012 comenzó a dar señales de debilitamiento, al registrar una contracción de su PIB en 0,9% en el tercer trimestre de 2012, respecto a los tres meses anteriores, como consecuencia de la ralentización de la economía global, de su consumo interno y sus exportaciones. Como consecuencia de la debilidad económica global, las autoridades monetarias de las principales economías del mundo, como EE.UU., Europa y Japón, han adoptado medidas de expansión monetaria, a partir de la reducción de sus tasas de interés y compra de bonos soberanos a largo 288
plazo, de forma de impulsar sus economías a través de las inyección de liquidez en los mercados financieros. No obstante, en el caso de Europa, tales medidas han estado acompañadas de ajustes fiscales que han restringido el gasto de los gobierno. Por tanto, las políticas de expansión monetaria en EE.UU. y de ajuste fiscal en la Eurozona han impactado de diferente manera en las expectativas de los consumidores en sus respectivos mercados, cuyo gasto representa más del 60% de sus productos internos brutos. Por un lado, la confianza del consumidor estadounidense subió en noviembre de 2012 a su máximo nivel en cuatro años y medio, debido a que las personas se mostraron más optimistas sobre el panorama de la economía, luego del anuncio de la FED de mantener bajas las tasas de interés (0,25%) por un lapso de cuatro años, y de un nuevo programa de compras de bonos del Estado. Por otro lado, los efectos de la crisis de la deuda en la Eurozona y las políticas de austeridad fiscal, han reducido los ingresos disponibles de las familias, las cuales no han estado en posición de contribuir con la recuperación económica través del gasto, en un sistema económico donde el consumo explica más de la mitad de la producción económica de dicho bloque. En lo que respecta a las economías emergentes, el panorama durante el 2012 se caracterizó por presentar señales de desaceleración económica, debido principalmente al impacto negativo de la recesión europea en los flujos comerciales a nivel mundial, especialmente sobre las economías exportadoras de Asia y Suramérica, siendo los casos más dramáticos el de China, Brasil y la India. Se tiene que la economía china creció en 7,8%, inferior a la expansión experimentada en 2011 (9,2%) y 2010 (10,4%), lo cual refleja la importante 289
ralentización de su actividad económica, y su inmediato impacto en el uso de energía y materias primas. Sin embargo, la economía presentó signos de reactivación para la segunda mitad del año, debido a las medidas tomadas por la autoridad monetaria china para aumentar la liquidez en la economía. Los datos recientes de la actividad industrial, junto con las ventas minoristas y las exportaciones indican que se incrementaron durante el último trimestre de 2012. En el caso de Brasil, el crecimiento estuvo impactado de manera dramática al descender de 7,5 en el 2010, luego a 2,7 en el 2011, y a 1,5 en el 2012, lo cual representa una caída de más de 1,2 puntos porcentuales desde los niveles registrados hace un año. Recientemente, el PIB de Brasil creció la mitad de lo previsto en el tercer trimestre en apenas 0,6% respecto al trimestre anterior, a pesar del programa de estímulos del Gobierno, con tasas de interés en el nivel más bajo de la historia del país en 7,25%. Del mismo modo India, está mostrando signos notables de desaceleración al alcanzar un crecimiento del 4,9% para el 2012, lo cual equivale a un descenso de 1,9 puntos porcentuales del nivel alcanzado en 2011, y 5,2 puntos desde el 2010, cuando se alcanzó una expansión de 10,1%. Demanda De acuerdo a datos de la OPEP, la demanda mundial de crudo se incrementó en 760 MBD o 0,86% para promediar los 88,8 MMBD, por debajo del crecimiento registrado en 2011 de 1,10 MBD (1,28%). A continuación se muestra como ha sido la evolución trimestral de la demanda mundial de crudo por regiones desde el 2004 al 2012: 290
Crecimiento de Demanda Mundial de Crudo por Regiones (OPEP)(MMBD) 4,5 Variación Anualizada Demanda MMBD Recesión Crisis Financiera EE.UU. Global Proyección 3,5 2,5 1,5 0,5-0,5-1,5-2,5 Total No OCDE Total OCDE Total Mundo -3,5 1T 2004 2T 2004 3T 2004 4T 2004 1T 2005 2T 2005 3T 2005 4T 2005 1T 2006 2T 2006 3T 2006 4T 2006 1T 2007 2T 2007 3T 2007 4T 2007 1T 2008 2T 2008 3T 2008 4T 2008 1T 2009 2T 2009 3T 2009 4T 2009 1T 2010 2T 2010 3T 2010 4T 2010 1T 2011 2T 2011 3T 2011 4T 2011 1T 2012 2T 2012 3T 2012 4T 2012 1T 2013 2T 2013 3T 2013 4T 2013 Fuente: OPEP Fuente: OPEP Demanda Mundial de Crudo por Regiones (OPEP) (MMBD) OPEP Regiones/Año 2011 2012 Var. MMBD Norteamérica 23,73 23,48-0,25 Europa Occidental 14,28 13,86-0,42 OCDE Pacífico 7,87 8,19 0,32 Total OCDE 45,88 45,54-0,34 Otros Asia 10,46 10,75 0,29 Latinoamérica 6,37 6,53 0,16 Medio Oriente 7,57 7,81 0,24 África 3,36 3,37 0,01 Ex-URRSS 4,29 4,39 0,10 Otros Europa 0,70 0,70 0,00 China 9,41 9,71 0,30 Total No OCDE 42,16 43,26 1,10 Total Mundo 88,04 88,80 0,76 291
Crecimiento Demanda Mundial de Crudo por Regiones en 2012 (Visión OPEP) (MMBD) MMBD -0,49-0,34-0,25 OCDE Pacífico África Latinoamérica 1 Medio Oriente Otros Asia China Total OCDE Norteamérica Europa Occidental 0,36 0,1 0,16 0,25 0,31 0,30 Total No OCDE 1,13 TOTAL MUNDO 0,76-0,60-0,40-0,20 0,00 0,20 0,40 0,60 0,80 1,00 1,20 1,40 Fuente: OPEP Oferta Durante el 2012, el suministro mundial de petróleo crudo presentó un incremento de 1,13 MMBD (1,6%) respecto al 2011, promediando 84,1 MMBD. Este crecimiento se debió, principalmente, a una mayor oferta de crudo OPEP, la cual creció en 800 MBD (2,6%), promediando 31,2 MMBD. Del mismo modo, la producción No OPEP tuvo un repunte durante el 2012 de 500 MBD (0,95%), promediando 52,9 MMBD. A continuación, se observan los niveles de producción de crudo mes a mes, tanto de la OPEP como de la No OPEP, durante el 2012. Para el mes de noviembre, la oferta mundial de crudo cerró en 84,40 MMBD. 292
Oferta de Crudo OPEP-12 y No OPEP (MMBD) MMBD 60,0 52,8 53,4 53,4 53,6 53,2 52,7 53,2 53,1 52,8 53,0 52,9 52,6 53,4 50,0 40,0 30,0 29,8 30,7 30,8 30,9 31,2 31,3 31,6 31,4 31,3 31,2 31,4 31,0 31,0 20,0 10,0 0,0 Oct-11 Nov-11 Dic-11 Ene-12 Feb-12 Mar-12 Abr-12 May-12 Jun-12 Jul-12 Ago-12 Sep-12 Oct-12 TOTAL No OPEP OPEP - 12 Fuente: Agencia Internacional de Energía (AIE) y Monthly Oil Market Report En materia de cumplimiento del tope de producción de 30 MMBD acordado por los miembros OPEP en la 160ª Reunión Ministerial celebrada en diciembre de 2011, se observó un relajamiento en la implantación de dicha política a lo largo del año 2012, debido a incrementos unilaterales de Arabia Saudita y sus socios del Golfo que promedian 2,6 MMBD, los cuales no han cumplido con retirar del mercado los 1,5 MMBD que se acordaron retirar una vez Libia recuperara su estabilidad política y su oferta de crudo a los mismos niveles antes del conflicto. Del mismo modo, Irak ha reportado un crecimiento de su producción (+388 MBD), buscando alcanzar en el mediano plazo su meta de crecimiento de producción a 12 MMBD para el 2017. Durante el 2012, no fue cumplido el tope de producción de 30 MMBD acordado y ratificado en la reunión 162ª Reunión Ministerial OPEP en 293
diciembre de 2012, ubicándose para fin de 2012 (Nov-12) alrededor de 32,3 MMBD, lo cual representa un 7,67% por encima del tope. Oferta de Crudo OPEP y Variación Mensual (MMBD) MMBD 37,0 35,0 33,0 31,0 29,0 27,0 1,15 31,21 0,63 0,18 0,22 0,49 0,47 0,23 0,35-0,67-0,19-0,16-0,26-0,22 32,96 32,11 32,33 32,76 32,92 32,57 32,77 32,50 32,29 32,29 31,39 31,61 MMBD 2,0 1,0 0,0-1,0-2,0-3,0-4,0-5,0-6,0-7,0 25,0 Nov-11 Dic-11 Ene-12 Feb-12 Mar-12 Abr-12 May-12 Jun-12 Jul-12 Ago-12 Sep-12 Oct-12 Nov-12-8,0 OPEP - 12 Var. Intermens. Prod. OPEP - 12 Fuente: OPEP En el caso de la oferta de crudo No OPEP, cabe destacar el incremento de la producción de la producción doméstica de EE.UU., debido a un incremento en la producción de petróleo de esquisto (incluyendo condensados), la cual ha experimentado un crecimiento acelerado desde el 2010, cuando la producción alcanzó los 820 MBD, siguiendo con un promedio de 1,22 MMBD en el 2011; y en 2012, se estima que podría alcanzar un promedio de 2,0 MMBD durante el año. La producción doméstica de crudo de EE.UU. había decaído a mediados de la década de los ochenta cuando alcanzó un pico de 9,0 MMBD, cayendo hasta el 2008 cuando alcanzó un promedio de 5,0 MMBD (-4,0 MMBD o 44%), debido a un agotamiento de sus yacimientos, lo cual trajo una alta dependencia de las importaciones de crudo extranjero, principalmente de países miembros de la OPEP, como es el caso de Arabia Saudita, Angola, Argelia, Irak y Venezuela. 294
No fue sino hasta el 2009, cuando la caída de los precios del gas natural, causada por una sobreproducción de gas natural de esquisto, que llevó los precios desde los 9 $/MMBTU en 2008 hasta los 4 $/MMBTU en 2009 (equivalente a unos 52 $/Bl y 23 $/Bl, respectivamente), que las empresas productoras de gas de esquisto se fueron desplazando hacia yacimientos con mayor abundancia de petróleo de esquisto, en búsqueda de una mayor rentabilidad con los niveles de precios del crudo existentes para la fecha (por encima de 61 $/Bl para 2009), con lo cual la producción de petróleo de esquisto comenzó a desarrollarse significativamente. Actualmente, la producción de petróleo de esquisto mantiene unas perspectivas favorables, en la medida que los precios en el mercado petrolero se mantengan por encima de los 70 $/Bl, toda vez que a este precio se garantizan aproximadamente los costos promedios de producción y la rentabilidad financiera mínima promedio de la industria. Sin embargo, por debajo de estos precios, el petróleo de esquisto puede verse limitado en su desarrollo debido a su alta sensibilidad a los precios. Balance de Mercado e Inventarios El balance del mercado petrolero para el 2012, mostró un crecimiento de la demanda mundial de crudo en 700 MBD (0,8%) en relación con el 2011, ubicándola en 88,6 MMBD. Observando de esta manera, un crecimiento de la oferta No OPEP de 90 MBD (0,93%), para promediar 53,0 MMBD durante el 2012. En cuanto a la producción de LGN y crudos No Convencionales, se ubicó en 6,3 MMBD, es decir un crecimiento de 550 MBD ó 9,65%. Desde la perspectiva OPEP, el balance muestra una acumulación de inventarios de +1,1 MMBD para el 2012, por lo cual se ratificó en la 162ª 295
Reunión Ministerial de 2012, celebrada el 12 de diciembre de 2012, el posicionamiento del Secretariado de mantener los acuerdos de producción de 30,0 MMBD alcanzados en la 161ª Reunión Ministerial, celebrada el 14 de junio de 2012. Los argumentos presentados por Venezuela durante las últimas reuniones reflejan el rol protagónico de nuestro país en el seno de la OPEP para seguir impulsando una política de Defensa de Precios; con base en la necesidad de alcanzar un acuerdo sobre los niveles de producción de los países miembros de la OPEP que permitan mantener los precios del crudo por encima de los 100 $/Bl, posibilitando de esta manera el acometimiento de las inversiones necesarias para que exista una seguridad en el suministro futuro de petróleo en el mercado internacional. Sin embargo, a pesar de que el acuerdo de fijar el techo de producción de la organización a 30 MMBD fue pautado inicialmente en la 160ª Reunión Ministerial de la OPEP en diciembre de 2011, algunos países miembros incrementaron su oferta de forma unilateral (países del Golfo Pérsico), por lo que la producción de crudo de toda la Organización se ubicó por encima de los 30 MMBD, creciendo en 1,2 MMBD durante el 2012. De ahí el posicionamiento de Venezuela de cumplir con el techo de producción, dado el crecimiento económico que se experimentó en el 2012 y el esperado para el 2013, aunado a un crecimiento en la demanda de crudo de 700 MBD y un incremento de la oferta de crudo No OPEP impulsada por los desarrollos de petróleo de esquisto y LGN en Estados Unidos. Al tomar en cuenta los inventarios crudo y productos de los países OCDE para el 2012, se evidencia el crecimiento de las existencias totales por siete meses consecutivos hasta el mes de septiembre, ubicándose por encima del valor promedio de los últimos cinco años (2007-2011). Tal comportamiento se debió a la mayor oferta de crudo de los países No OPEP, a la mayor 296
producción de la OPEP (superior a la demanda por el crudo OPEP), y al debilitamiento de la demanda a nivel global, producto de la desaceleración del crecimiento económico global. Los datos mas recientes indican que inventarios comerciales de crudo y productos de la OCDE se ubicaron en 2.722 MMBls, creciendo en 38,4 MMBls (+1,4%) en relación al promedio de los últimos cinco años. Inventarios Comerciales Crudo y Productos de OCDE (MMBls) 2.875 2.792 MMBls - nivel Máximo Registrado en Agosto de 1998 38,4 MMBls > al promedio de 2007-2011 36,7 MMBls < al máximo 2007-2011 2.750 2.625 2.500 Rango 2007-2011 Promedio 2007-2011 2010 2011 2012 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Agos. Sep. Oct. Nov. Dic. Fuente: AIE 3. Resultados Operacionales y Comerciales Exploración La actividad exploratoria durante el periodo Enero-Diciembre de 2012, estuvo enmarcada dentro de los lineamientos estratégicos establecidos a través del eje de crecimiento de las áreas tradicionales, del Plan Siembra Petrolera. 297
Con la finalidad de investigar un volumen de expectativas en el orden de 43.909 MMBls. de crudo y 97.822 MMMPC de gas, para la actividad de Proyectos de Estudios Exploratorios para el año 2012, se programó la ejecución de 30 proyectos de estudios en el ámbito nacional, en las áreas de Occidente, Oriente, Boyacá y Costa Afuera. Estos proyectos se clasificaron de acuerdo a la Cadena de Valor de Exploración en: 2 Proyectos de Estudios del Sistema Petrolífero (ESP), 8 Proyectos de Generación de Oportunidades (PGO), 13 Proyectos de Generación de Prospectos (PGP), 3 Proyectos de Reexploración y 4 Proyectos de Evaluación y de Delineación (PEP/PDD), siendo las expectativas totales a investigar las siguientes: 2.605 MMBls. de crudo y 9.616 MMMPC de gas: Dos proyectos de Proyectos de Evaluación del Sistema Petrolífero (ESP 25.769 MMBls. de crudo y 36.794 MMMPC de gas: Ocho proyectos de Generación de Oportunidades (PGO. 13.919 MMBls. de crudo y 46.448 MMMPC de gas: 13 proyectos de Generación de Prospectos (PGP). 837 MMBls. de crudo y 1.099 MMMPC de gas: Tres Proyectos de Reexploración. 4 proyectos de Evaluación y de Delineación (PEP/PDD), para evaluar expectativas de 778 MMBls de crudo y 3.864 MMMPC de gas. Se logró la culminación del PGP Zulia Occidental, con el cual se identificaron cinco prospectos (cuatro a nivel de la Formación Misoa, edad Eoceno y uno a nivel del Grupo Cogollo, edad Cretácico), con lo cual se espera contribuir con los niveles de gas en el área de occidente. 298
En el oriente del país, se culminó el PGP Norte Monagas Fase II, dicho proyecto permito definir las relaciones estratigráficas de la Formaciones Merecure, Oficina, Freites, Carapita, La Pica, Mesa y Las Piedras, lo cual permitirá optimizar los planes de explotación de los yacimientos y hacer más eficiente la perforación de los puntos de drenaje, la inyección para recuperación mejorada y también contribuirá a sincerar las reservas de hidrocarburos. Igualmente, se culminó en el área de Boyacá, el PGO Rubio Sarare La Cuchilla, cuyos resultados permitieron mantener las expectativas de exploración en el área; aun cuando hay ausencia de datos sísmicos, incertidumbre geológica, sin embargo, el área esta cercana a pozos productores en el territorio Colombiano. En la misma área Boyacá se completó el PGP Barinas Oeste, con la recomendación de realizar la perforación de un pozo exploratorio en el área de Barinas Oeste para investigar el potencial hidrocarburífero, que pueda ser similar o análogo al área Tradicional de Barinas; de no ser posible esta propuesta se sugiere perforar un pozo estratigráfico, para la maduración y documentación de nuevas oportunidades en el área. Con respecto a los proyectos del área de Costa Afuera, se mantienen en ejecución, al cierre del año, nueve proyectos (cuatro PGO, cuatro PGP y un PEP/PDD), de los cuales tres vienen de arrastre del año 2011 y seis se iniciaron durante el año en curso. En cuanto a la Base de Recursos de Exploración (BRE), al cierre del periodo se cuenta con un total de 875 oportunidades en las áreas de Oriente, Occidente, Boyacá y Costa Afuera, con un volumen estimado de 299
expectativas de 85 MMMBls. de crudo y 200 BPC de gas. De la misma manera, se han documentado un total de 688 oportunidades, lo que representa el 79% de las oportunidades existentes en la BRE. En línea con las políticas del ejecutivo nacional, se ejecutaron durante este año seis proyectos de estudio a nivel internacional con países aliados de Venezuela, con los cuales se han firmado convenios de cooperación: Cuba, Ecuador, Bolivia (Bloque Sub Andino Norte, Bolivia Bloque Sub Andino Sur), Perú y Argentina, lo cual permitirá investigar volúmenes importantes de hidrocarburos líquidos y gaseosos con expectativas en el orden de 4.062 MMBls de crudo y 26.401 MMMPC de gas. Con relación a la actividad operacional de Geofísica en el Presupuesto Original Aprobado para el año 2012, se contemplaba la ejecución de cinco proyectos (dos adquisiciones y tres procesamientos). El compromiso de adquisición de 950 km 2 de líneas sísmicas 3D, se asocia a los proyectos: uno en el área de Boyacá, Barinas Este 07G 3D (900 km 2 ) y otro en el oriente del país, Pantano Oriental 10G 3D (50 km 2 ). Los tres proyectos restantes corresponden al procesamiento de datos sísmicos adquiridos en años anteriores (Barracuda 10G 3D, Dragón Norte 08G 30 y Róbalo 10L 3DM). Durante el año se adquirieron 920 km 2 de símica del proyecto Barinas Este 07G 3D, con una variación positiva del 2%, con respecto a la programación original de 900 km 2. Los 20 km 2 adicionales, corresponden al ajuste de mediciones de las líneas en el área. Durante el mes de julio la empresa EXGEO, C.A., inició la fase de procesamiento y se espera culminar dicha fase durante el año 2013. 300
En referencia a los proyectos en procesamiento, el balance al cierre del periodo es de tres procesamientos completados según lo planificado, Dragón Norte 08G 30 (BGP International of Vzla., S.A.), Barracuda 10G 3D (EXGEO, C.A.) y Róbalo 10L 3DM (EXGEO, C.A.) en el área de Costa afuera. Adicionalmente, se recibió del Ministerio del Poder Popular de Petróleo y Minería la autorización para la ejecución del proyecto Sarare La Victoria 3D (Boyacá), con un alcance de 1.306 Km 2 de datos sísmicos. En cuanto a la actividad operacional de Perforación Exploratoria, el Presupuesto Original Aprobado para el 2012, contemplaba las actividades de perforación, evaluación y completación de 12 pozos: dos en Occidente: CEIN-AX (CEI-8X) Y FRAE-AX, cinco en Oriente: Travi Norte-CX (TRV-6X), Travi Este-CX (TRV-7X), WK-300N-65 (FUC-68), Roblote-AX y Roblote-BX, cuatro en la División Boyacá: Guafita Norte-AX (GN-1X), Maporal SE-AX (SMW-31X), La Lomas Norte-AX (LLM-2X) y Mantecal-AX y uno en el área de Costa Afuera: Barracuda-AX. El balance operacional de la actividad al cierre del periodo Enero-Diciembre 2012 es de nueve pozos trabajados: CEI-8X, TRV-6X, TRV-7X, FUC-68, Roblote-AX, GN-1X, SMW-31X, LLM-2X y Mantecal-AX. Al cierre del periodo evaluado, en el área de Occidente se dio inicio la perforación del pozo CEI-8X en octubre de este año, y con respecto a la localización FRAE-AX, la construcción se completo durante el mes de noviembre; además de haber iniciado la construcción de las localizaciones FRAE-BX y CEIN-BX. 301
En lo que al proyecto Barracuda-AX se refiere, actualmente se encuentra en la fase de obtención de permisos, al cierre del periodo se trabaja en la elaboración del Estudio de Impacto Ambiental (EIA) a través de la Fundación de Investigación y Desarrollo de la Universidad Simón Bolívar (FUNINDES USB). Por otra parte, durante el año se completó la fase de perforación del Pozo FUC-68 alcanzando una profundidad final de 20.546 pies, al cierre del periodo, el pozo se encuentra en fase de evaluación con un avance físico del 98%. En cuanto a la Localización Roblote-AX, ésta se encuentra construida desde el año 2010, por tal motivo durante el periodo se realizaron trabajos de acondicionamiento de la vía de acceso y de la localización. El equipo de perforación (PDV-64) fue mudado a la localización durante el mes de Mayo, es importante resaltar que por tratarse de un equipo de perforación nuevo se ejecutó un etapa de alistamiento la cual se vio afectada por retrasos en la incorporación del personal de la empresa HONGHUA, dicha actividad se culminó durante el mes de Noviembre. Al cierre del periodo el pozo se encuentra en su primera fase de perforación. Otro de los proyectos trabajados en el oriente del país, es el Roblote-BX, esta localización nace como alternativa del ROE-1X debido a la criticidad del diagrama mecánico de dicho pozo. Durante el año 2012 se gestionaron los permisos ambientales y perforación y se iniciaron los trabajos de la construcción de la localización. Este proyecto se encuentra en secuencia con el equipo PDV-64 y se estima iniciar la fase de perforación durante el año 2013. Para las localizaciones DL-J496 y Chaguaramal Sur-AX, se logró la obtención de los permisos ministeriales requeridos y se iniciaron las construcciones de las localizaciones durante el último trimestre de este año. 302
Durante el periodo evaluado, en el área de Boyacá (Centro Sur), se inició la fase de evaluación del pozo SMW-31X, los resultados de este pozo fueron positivos logrando un importante descubrimiento a nivel del Miembro O de la Formación Escandalosa. Durante el mes de enero del año en curso, el pozo GN-1X fue abandonado por no presentar resultados satisfactorios. Se culminaron las actividades de la construcción de la localización Las Lomas Norte-AX (LLM-2X), dándose inicio a las actividades de perforación durante el mes de septiembre y al cierre del año el proyecto se encuentra en la fase de evaluación. Para el año 2012, considerando los proyectos que forman parte de la cartera de inversiones se tiene según el Presupuesto Original Aprobado, un plan de incorporación de reservas de 63 MMBls. de crudo y 90 MMMPCG; sin embargo al cierre del periodo se logró el sometimiento de 63 MMBls. de crudo y 526 MMMPC de gas como resultado del incremento de la relación gas petróleo (RGP) del pozo TRV-6X (Oriente). En la siguiente tabla se presenta el resumen de la actividad exploratoria del año 2012. Resumen de Actividad Exploratoria 2012 303
Finalmente destacan como aspectos Relevantes del periodo Enero- Diciembre: Descubrimiento de reservas de hidrocarburos en el pozo SMW-31X (Maporal SE-AX) a nivel del miembro O de la Formación Escandalosa ( API de 37,4). Esta prueba permitió confirmar el potencial hidrocarburífero del área y confirma la extensión del yacimiento de la formación Escandalosa hacia el este del área tradicional de Barinas y refuerza la posibilidad de identificar nuevas oportunidades exploratorias que apalanquen la producción en el área. Culminación de la Síntesis Bioestratigráfica del Proyecto de Homologación Estratigráfica del Norte de Monagas, lo que contribuyó a la documentación de la homologación del sistema petrolífero del área del Norte de Monagas. Este resultado impactará en la orientación y éxito de las futuras perforaciones exploratorias del área. Los resultados de la prueba de producción oficial del pozo TRV-6X, correspondientes al Miembro Superior de la Formación Merecure, se confirmaron la presencia de hidrocarburos livianos (30-40 API), en el intervalo 19.875 20.080 pies, lo cual corrobora la continuidad del yacimiento hacia el norte del área, sin identificarse barreras, como cambios laterales de facies litológicas ó contactos de agua (CAPO), que limiten al mismo. Estos resultados incrementarán las reservas del área y servirán para apalancar la continuidad del desarrollo del campo Travi. Certificación y oficialización en el Sistema de Reservas, de 423,47 MMBls. de crudo y 69,58 MMMPC de gas, por revisión de las reservas generadas por los descubrimientos de los yacimientos SATA GNC0002, SATB GNC0003, SATC GNC0002, SATC GNC0003, SATD GNC0002, SATF GNC0003 y SATJ GNC0003, producto de la 304