POLÍTICA PETROLERA VENEZOLANA EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

1. POLÍTICA PETROLERA VENEZOLANAEXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

2. RECURSOS ENERGÉTICOS Y CAPACIDADES

3. Base de recursos energéticos de Venezuela Petróleo Gas Carbón Hidroelectricidad 480 MMMBls 443 BPC 9.255 MMTM 96 TWh % % % % 499 MMMBls Probadas: 297* Probables: 87 Posibles: 53 Recursos: 43 443 BPC Probadas: 195 Probables: 36 Posibles: 34 Recursos: 178 96 TWh Guri 47 Macagua 15 Caruachi 13 Tocoma 13 Recursos: 8 ** 9.255 MMTM Probadas: 1.461 Probables: 2.808 Posibles: 4.986 Recursos: 0 **Proyectos hidro en los Andes * 211 en libros + 85 FPO certificadas al 2010 MMMBls: Millardos de Barriles BPC: Billones de Pies Cúbicos (1012 PC) MMTM: Millones de Toneladas Métricas TWh: Teravatios - hora

4. N Reservas probadas de petróleo y gas natural por cuencas geológicas (Dic. 2010) M A R C A R I B E CUENCA FALCÓN CUENCA MARACAIBO CUENCA ORIENTAL CUENCA BARINAS-APURE RESERVAS PROBADAS REMANENTES Condensado y Crudo (MMB) Gas Natural (MMMPC)

5. Evolución reservas probadas de petróleo 1998 - 2010 • Incremento de Reservas: • Del 2006 al 2010: 80 a 297 MMMBls • Del 2006 al 2009: 80 a 211 MMMBls 297 271% 164% 211,2 172,3 99,4 87,3

6. Reservas probadas a nivel mundial

7. N Capacidad de pozos, taladros y producción M A R C A R I B E ORIENTE OCCIDENTE FAJA CENTROSUR

8. Desarrollo de gas natural Costa Afuera 27 TCF 9 TCF 2.749 MM$ 14,7 TCF PROYECTO BLANQUILLA PROYECTO RAFAEL URDANETA CIGMA PROYECTO MARISCAL SUCRE CARDÓN BLOQUE III (CHEVRON) 6.986 MM$ CARDÓN BLOQUE IV (REPSOL – ENI) MEJILLONES PATAO 8 – 15 TCF 8,9 TCF RÍO CARIBE URUMACO BLOQUE I (GAZPROM) DRAGÓN 5.000 MM$ MARGARITA CARÚPANO URUMACO BLOQUE II (GAZPROM) 14.484 MM$ SAN ANTONIO PLC MORUY BLOQUE II (PETROBRAS – TEIKOKU) BLOQUE 4 JOSE BARBACOA BLOQUE 1 MUSCAR BLOQUE 5 BLOQUE 2 EN EXPLORACIÓN 7,3 TCF BLOQUE 3 DESCUBRIMIENTO PLATAFORMA DELTANA 3.682 MM$ RESERVAS PROBADAS • Inversión Costa Afuera: 32,9 MMM$ (Delta Caribe Oriental) • Reservas Probadas Costa Afuera: 30,9 TCF

9. GASODUCTO PD-CIGMA 295 KM Desarrollo gas natural Costa Afuera: I Tren de licuefacción Empresa Mixta Producción Empresa Mixta Licuefacción Mercado GNL (En revisión) GALP / Portugal • Bloque 2 Plataforma Deltana Tren 1 GNL 5,5 MTPA Enarsa / Argentina Cupet / Cuba Brasil / PDVSA PDVSA = 61% Chevron = 39% SOCIOS En revisión Mercados Abiertos

10. Gasoducto Marino por construir Gasoductos Existentes Desarrollo gas natural Costa Afuera: Proyecto Rafael Urdaneta RAFAEL URDANETA Ballena CRP Río Seco Majayura COLOMBIA COLOMBIA Morón Bajo Grande Ulé Maracaibo • Desarrollo Acelerado del Proyecto • Producción de Gas y Condensado: 0,3 BCFD / 8 MBD / I Trimestre 2013 / 5 Pozos Productores • 1,2 BCFD / 30 MBD / > 2015 / Más de 20 Pozos Productores • Inversión Total: 3.400 MMUS$ • Aprovechamiento de las Reservas de Gas Libre del Occidente del País • Evaluación de Gas: 3,69 $/MMBTU

11. 971 MBD 24 °API 140 MBD 28 °API 192 MBD 27 °API Proyectos de refinación nacional: Max procesamiento de crudos de la FPO Adecuación y Nuevas Refinerías ** Incluye Ref. San Roque CRP* * Incluye Ref. Bajo Grande Conv. Media y Profunda CRP Capacidad: 955 MBD Inversión: 2.000 MMUS$ Polo Petroquímico Paraguaná Inversión: 4.000 MMUS$ (E.C. Clase V) 22 °API 21 °API RELP RPLC** Conversión Profunda RPLC Capacidad: 210 MBD Inversión: 5.200 MMUS$ (E.C. Clase II) Expansión RELP Capacidad: 140 MBD Inversión: 4.900 MMUS$ (E.C. Clase III) Refinería Zulia Capacidad: 200 MBD Inversión: 3.500 MMUS$ (E.C. Clase V) Refinería BSI Capacidad: 100 MBD Inversión Fase I 60 MBD : 1.330 MMUS$ (E.C. Clase III) Adecuaciones Ref. Nacional Cambio de patrón de refinación Refinería Zulia Conversión de residual a productos de mayor valor Abarcará desde productos refinados hasta especialidades Especificaciones más exigentes de calidad de productos Refinería BSI Incremento de exportaciones Apalancar polo de Desarrollo Endógeno y Sustentable en los 5 estados de influencia de la Refinería: Apure, Barinas, Mérida, Portuguesa y Táchira Preservación ecológica ambiental

12. Capacidad actual de refinación de PDVSA internacional y nacional

13. RESERVAS PROBADAS EXPORTACIONES PROMEDIO Crudo: 297 MMMBls. Gas Natural: 195 BPC 2.686 MBD FUERZA LABORAL PROPIA PRODUCIÓN PROMEDIO Empleados: 93.773 Crudo: 3,01 MMBD Líquidos del Gas Natural: 158 MBD Gas Natural: 6.784 MMPCD POSICIONAMIENTO MUNDIAL PIW: 4th Empresa Petrolera Fortune 500: #27 de las Empresas más grandes del mundo, y 1era en América Latina CAPACIDAD DE REFINACIÓN TOTAL: 3,0 MMBD Nacional: 1,3 MMBD Internacional: 1,7 MMBD CONTRIBUCIÓN CON EL DESARROLLO SOCIAL 3.083 MM$ PDVSA en números 2010 Ingresos Totales 74.996 MM$ Ganancia Neta 4.498 MM$

14. BALANCE POLÍTICA PETROLERA

15. Visión apertura • Sustitución del Ministerio de Energía: PDVSA pasa a fijar precios del crudo y políticas. • Minima contribución al fisco nacional • Política de internacionalización • Sistema de convenios operativos y asociaciones estratégicas Desvalorización del recurso natural colapso del ingreso petrolero fiscal

16. Tipos de convenios • Convenios operativos • Para explotar antiguos campos petroleros y reactivar la producción: 32 campos atribuidos. • Asociaciones estratégicas • Para explotar y refinar los crudos pesados y extrapesados de la Faja del Orinoco: seis áreas. • Contratos exploración a riesgo y ganancias compartidas • Para la exploración y la explotación de nuevas zonas (variante de las AE): tres asociaciones formadas en 1997 para la exploración y producción de petróleo convencional.

17. Convenios operativos y asociaciones estratégicas: características generales • Campos petroleros “abandonados por baja productividad” por un lapso máximo de 20 años. • Tres rondas de licitaciones: 1992, 1993 y 1996. Se firmaron 33 acuerdos con empresas de 14 países. • Impuesto sobre la renta no correspondía con la actividad realizada (34% en lugar de 50%). • Regalía: debía pagarla PDVSA y se negaba derecho a regularla. • Solución de controversias: vulneración de la soberanía nacional. • Política anti OPEP: la producción no entraba en las cuotas de la organización. • No fueron aprobados por el Congreso Nacional • PDVSA asumía: : • Los costos de operación (op fee) • Los costos de capital (cap fee) • Los incentivos para una mayor producción • El reconocimiento del financiamiento de capital, es decir, de las deudas adquiridas para poder realizar inversiones

18. Mapa de convenios operativos

19. Asociaciones estratégicas

20. Plena Soberanía Nacional REESTABLECIMIENTO DE LA CONDUCCIÓN DE LA POLÍTICA PETROLERA NACIONAL • Fortalecimiento del Ministerio de Energía. • Establecimiento de un sistema de precios tipo “fórmula” públicos. • Creación de un nuevo esquema de leyes: LOH líquidos y LOH gaseosos. • Creación del esquema de “Empresas Mixtas” (Reforma de la LOH, 2006) y Decreto 5200 para la migración a EM. • Nuevos objetivos geopolíticos: nuevos socios, nuevos mercados, fortalecimiento de la OPEP. • Reestablecimiento de los aportes fiscales de PDVSA • Revisión y ajuste al nuevo marco legal de los negocios de la apertura.

21. Empresas Mixtas: características • Las regalías aplicables se elevaron a un tercio (33,33%). • El ISLR se elevó a 50% y se introdujo un ‘impuesto sombra’ de 50% sobre el ingreso bruto para poner coto a la evasión del ISLR. • PDVSA actúa estrictamente como socio. No involucrada en ‘cláusulas de estabilidad’. • Derechos de ejercer las actividades primarias de exploración y de explotación. • PDVSA asumió como mínimo una participación accionaria de 60%. • Reducción de las áreas a un tercio de su extensión anterior. • Vigencia de veinte años. • Las Empresas Mixtas no admiten el arbitraje internacional.

22. PDVSA Socios Restablecimiento del Control Operacional de la Industria Petrolera • Migración de Convenios Operativos • De 29 Convenios Operativos a 28 Empresas Mixtas con el control soberano de 500 MBD de producción • Nacionalización de la Faja Petrolífera del Orinoco • De 4 Asociaciones a 3 Empresas Mixtas con el control soberano de 600 MBD de producción Participación en la Producción de Crudo PDVSA tiene 100% el control de las Operaciones

23. Socios de PDVSA después de Migración de Convenios Empresas Mixtas en Crudos Liviano, Medianoy Pesado PETROZUMANO PETROREGIONAL DEL LAGO PETROLERA SINOVENEZOLANA Empresas Mixtas en Faja PETROCEDEÑO BARIPETROL LAGOPETROL SINOVENSA BOQUERON PETROCUMAREBO PETROPERIJA PETROPIAR PETROWAYUU PETROGUARICO PETRORITUPANO PETROMONAGAS PETROVENBRAS PETROLERA KAKI PETROKARIÑA PETRONADO Empresas Mixtas Costa Afuera PETROINDEPENDIENTE PETROBOSCAN PETROCURAGUA PETROSUCRE PETRODELTA PETROWARAO PETROWARAO-PEDERNALES PETROLERA BIELOVENEZOLANA PETROQUIRIQUIRE SAN CRISTOBAL PETROCABIMAS

24. Distribución de la renta para EM

25. Migración* Asociaciones Faja a EEMM y Contribución Especial Precios Extraordinarios (>70 $/Bl CV) Impacto de reformas en legislación fiscal y otras medidas (MMUS$) TOTAL 255.901 Creación del Impuesto Registro de Exportación Imp. Extracción + Migración Convenios Operativos a EEMM Cambio ISLR 34% a 50% por Migración Asociaciones de la Faja a EEMM y Creación Contribución Especial Precios Extraordinarios Cambio en Regalía Faja de 1% a 16,33% 97.088 (+ 61%) Creación del Impuesto Superficial: Promulgación Ley Orgánica Cambio de Regalía PDVSA 16,33% a 30% 158.813 Precio Exportación ($/Bl) 21,94 24,88 32,88 46,15 55,21 64,74 86,49 57,01 72,14 * La migración a EEMM generó un mayor aporte de ISLR al tener PDVSA mayoría accionaria (>60%) y el OPFEE e Intereses de los antiguos Convenios Operativos se traducían en un desgravamen del ISLR

26. Desarrollo Social 2004 - 2010 (Ene/Jun) 2.299 MM$ 5.790 MM$ 7.868 MM$ (*) 4.229 MM$ (**) 3.617 MM$ 3.025 MM$ 3.686 MM$ 2.335 MM$ 28.590 MM$ Total de Aportes Acumulados: 61.439 MM$ (*) Incluido en Presupuesto Operaciones de PDVSA (**) No incluye Monto Compensación Petrolera

27. Comparativo Esquema de la Apertura Petrolera Diversificación hacia Mundo Pluripolar • 33 Empresas de Convenios Operativos y Asociaciones Estratégicas • 12 Países Participantes: España, China, Francia, Argentina, Brasil, Estados Unidos, Japón, Reino Unido, Alemania, Noruega, Italia y Holanda • 31 Empresas que conformaron Empresas Mixtas para Liviano / Mediano y Faja • 6 Nuevas Empresas Mixtas constituidas con 17 Empresas Internacionales • 27 Empresas Internacionales participando en la certificación de reservas de la Faja • 21 Países Participantes: Cuba, Rusia, Vietnam, Bielorusia, India, Irán, Ecuador, Malasia, Portugal, Sudáfrica, Uruguay, España, China, Francia, Argentina, Brasil, Estados Unidos, Japón, Reino Unido, Chile, Noruega e Italia. Participación de Empresas Petroleras en Negocios con Venezuela • Petrobras • Statoil • CNPC • ENARSA • Cupet • Petropar • ONGC • Petronas • Petrovietnam • ENI • Petrobras • Statoil • CNPC • ENI • Sinopec • CNOOC • ANCAP • ENAP • Petroecuador • PETROSA • Galp • Consorcio Ruso • ExxonMobil • ConocoPhillips • Shell • Chevron • BP • Total • Chevron • BP • Total LITIGIOS • ExxonMobil • ConocoPhillips Esquema Apertura Petrolera Plena Soberanía Petrolera

28. Plan Siembra • El Plan Siembra Petrolera es una estrategia de desarrollo integral pensada para los próximos 30 años. • En su primera fase hasta 2015, prevé una inversión global de aproximadamente 252.167 millones de dólares. • Con el objetivo de alcanzar una producción de 4,5 millones de barriles de diarios de crudo y de 13,89 mil millones de pies cúbicos de gas natural. • Además del aumento de capacidad de refinación a 3,2 millones de barriles diarios.

29. DESARROLLO DE LA FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO

30. CARABOBO BOYACÁ JUNÍN AYACUCHO EL MACHETE 1 HAMACA 1 CERRO NEGRO 1 LA CANOA 1 SUATA 1 Faja Petrolífera Orinoco: historia

31. Empresas mixtas en la FPO

32. Proyectos de la Faja Petrolífera del Orinoco: Desarrollo de Infraestructura Nuevo Terminal de Líquidos PUNTA ARAYA Acondicionamiento Terminal de Líquidos JOSE Fase Permanente Evaluación de rutas de Oleoductos y Poliductos Fase Inicial CARABOBO Campos de Producción BOYACÁ JUNÍN AYACUCHO Campos de Producción Nuevo Terminal de Sólidos PUNTA CUCHILLO SOLEDAD Condominio de Mejoramiento El PLACER SANTA RITA Condominio de Mejoramiento Condominio de Refinación / Petroquímica Campos de Producción Oleoductos Mejoradores Refinería Terminales Tanques KmǾ (Pulgs 135 34 360 36 940 42 Km Ǿ (Pulgs) 135 16 332 24 100 26 • 33 tanques • 750 MBLs: 28 • 500 MBLs: 5 • Capacidad Total • 23,5 MMBls • Punta Araya (líquidos) • Punta Cuchillo (sólidos) • Adecuación Jose 5 Mejoradores con conversión a Refinería 2 Refinerías (Cabruta y Jose) 520 Macollas 10.570 Pozos Total 2.002 Km

33. Perfil de Inversión: Proyecto Socialista Orinoco Inversión requerida para implantación de Proyectos Estructurantes de la Faja Petrolífera se estima en US$ 23.265 MM

34. PDVSA EN AMÉRICA LATINA

35. ACCESO Y ADMINISTRACIÓN DE LOS RECURSOS ENERGÉTICOS SOLVENTAR ASIMETRÍAS • Derecho soberano de administración de los recursos energéticos • Conservación de los recursos naturales • Complementariedad y solidaridad • Compartida entre los pueblos SEGURIDAD DE SUMINISTRO INVERSIÓN SOCIAL AHORRO DE COSTOS DE TRANSACCIÓN Política en América Latina

36. PDVSA en América Latina: Filiales y EM

37. FPO Monto estimado : 2.200 MMUSD PDVSA: Argentina Campos maduros Estudio Conjunto PDVSA / PLUSPETROL Conformar una empresa mixta para el desarrollo de los Campos Maduros, con la finalidad de incrementar la producción de crudo y mejorar el factor de recobro; aplicando en lo posible tecnologías de vanguardia y asegurando en todo momento el cumplimiento de las leyes y normas aplicables. Igualmente estrechar lazos entre los países involucrados y asegurar la transferencia de tecnologías. Visualización Golfo San Jorge Adquisición de 10.466 kilómetros lineales de data sísmica 2D en el Golfo San Jorge, plataforma submarina argentina, Provincias del Chubut y de Santa Cruz Monto estimado:4,5 MMUSD Monto Total Estimado del Proyecto: 750,6 MMUSD Y 967,7 MMUSD

38. PDVSA: Bolivia Subandino Norte Monto de la Inversión: 242,2 MM$ (PDVSA: 96,88 MM$) Monto Ejecutado PDVSA a Dic 2010: 102,18 MM$ Avance Físico Plan/Real a Dic 2010: 28,7% / 37,0% Monto Aprobado PDVSA 2011: 11,7 MM$ Fecha Inicio: Feb 2008 / Fecha Finalización: Dic 2013 Ente Ejecutor: Empresa Mixta YPFB Petroandina Subandino Sur Monto de la Inversión: 646,3 MM$ (PDVSA: 258,52 MM$) Monto Ejecutado PDVSA a Dic 2010: 11,1 MM$ Avance Físico Plan/Real a Dic 2010: 19,0% / 14,0% Monto Aprobado PDVSA 2011: 109,7 MM$ Fecha Inicio: May 2008 / Fecha Finalización: Dic 2016 Ente Ejecutor: Empresa Mixta YPFB Petroandina

39. Exploración de hidrocarburos en Bolivia OBJETIVO: Llevar adelante actividades de Exploración y Explotación de gas y petróleo en 7 Bloques del Sub Andino Sur de Bolivia en áreas reservadas a YPFB (Zona Tradicional de explotación). Cuyas Expectativas de reservas se estiman entre 15 y 20 TCF. Estas actividades son desarrolladas a través de la Empresa Mixta YPFB Petroandina SAM, creada en septiembre del año 2007 en la cual PDVSA Bolivia S.A. tienen una participación del accionaria de 40%. Mediante contrato aprobado por el Congreso de Bolivia, entre la Empresa Mixta y el Estado Boliviano, la SAM tiene el derecho de ejecutar actividades de Exploración y Explotación en los bloques: Prospecto TIMBOY PRESUPUESTO: Inversión (MUS$) Fecha de Inicio Fecha Culminación Sub Andino Sur 646,1 2006 2015

40. PLAN MINIMO DE EXPLORACION SUB ANDINO SUR DE BOLIVIA

41. EXPLORACIÓN DE HIDROCARBUROS SUB ANDINO NORTE DE BOLIVIA: OBJETIVO: • Llevar adelante actividades de Exploración y Explotación de gas y petróleo en 5 Bloques del Sub Andino Norte de Bolivia en áreas reservadas a YPFB (Zona No Tradicional de explotación) Cuyas Expectativas de reservas se estiman entre 7 y 8 TCF . Estas actividades son desarrolladas a través de la Empresa Mixta YPFB Petroandina SAM, creada en septiembre del año 2007 en la cual PDVSA Bolivia S.A. tienen una participación del accionaria de 40%. Mediante contrato aprobado por el Congreso de Bolivia, entre la Empresa Mixta y el Estado Boliviano, la SAM tiene el derecho de ejecutar actividades de Exploración y Explotación en los bloques:10 PRESUPUESTO: Inversión (MUS$) Fecha de Inicio Fecha de Culminación Sub Andino Norte 242,2 2006 2013 Actividades Levantamiento Sísmico Bloque Lliquimuni

42. PLAN MINIMO DE EXPLORACION SUB ANDINO NORTE DE BOLIVIA

43. PETRORITUPANO PETROBRAS 22% PDVSA 60% VENEZUELA-US 18% PDVSA: Brasil Campos maduros Acuerdo PDVSA y ODEBRECHT para realizar un estudio conjunto de los Campos Mara Oeste, Mara Este, La Paz y Sibucara, ubicados en el estado Zulia.

44. PDVSA: Ecuador Campo Sacha Fase Actual del Proyecto: Operando Monto Total del Proyecto: 641 MMUS$ Monto Aprobado 2011: 77 MMUS$ Participación PDVSA / Socio (%): 30 / 70 Socio: Petroecuador Fecha Inicio / Fin Proyecto: 09-2009/02-2020 Ente Ejecutor: Operaciones Río Napo CEM Golfo de Guayaquil Isla Puna. Monto de la Inversión: >40 MMUS$ Nuevas inversiones. Monto Aprobado PDVSA 2011: 10,0 MM$ Fecha Inicio: Por definir Ente Ejecutor: PDVSA Ecuador

45. AREA: Campo Oveja: 136,314 Km² Campo Yopales Central: 121,103 Km² PDVSA: Uruguay

46. PDVSA en América Latina: proyectos

47. POLÍTICA PETROLERA VENEZOLANAEXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN