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Convenios Operativos
Presentación a la Junta Directiva de PDVSA
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Contenido

• Antecedentes
• Criterios de Selección / Características
• Aspectos Legales
• Premisas Básicas
• Remuneración
• Ronda I - Características
• Ronda II - Características
• Ronda III - Características
• Análisis Comparativo
• Conclusiones
• Recomendaciones

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Introducción
Apertura Petrolera
Convenios Operativos
Es un acuerdo de servicio, por medio del cual
PDVSA paga un honorario por cada barril
entregado en especificación en un punto
previamente acordado.
Exploración a Riesgo
Es una Asociación donde PDVSAparticipa una vez
que el inversionista descubre Reservas
Comerciales.
Asociación Estratégica
Es una asociación con Inversionistas que poseen
alta tecnología y capacidad financiera para la
explotación de las reservas de crudo pesado de la
F.P.O. (PDVSA participa desde la fase inicial del
proyecto).
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Que son los Convenios Operativos?

• Es un servicio de operación, donde una
  contratista realiza por cuenta de PDVSA, pero a
  su riesgo y costo, actividades asociadas a la
  explotación comercial de los hidrocarburos
  ubicados en un área particular.
• Son contratos especialmente diseñados para la
  reactivación y desarrollo de campos petroleros
  inactivos o con poca actividad en los planes de
  negocios de PDVSA.
• La Nación mantiene la propiedad de los
  hidrocarburos y los activos utilizados en su
  explotación.
• Desde 1991 se han realizado tres rondas de
  licitaciones donde se han otorgado 33 contratos
  (3 en I Ronda, 12 en II Ronda y 18 en III Ronda).

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Justificación

• A raíz de los descubrimientos de los grandes
  yacimientos (El Furrial 1985) el presupuesto de
  inversiones de PDVSA se orientaron a la
  explotación de dichas reservas, quedando en
  segundo plano aquellos campos maduros con altos
  costos de producción.
• En 1990, por disposición del Ejecutivo Nacional,
  se encomendó a PDVSA proceder a la reactivación
  de los campos inactivos bajo la figura de
  Convenios Operativos, cuyos objetivos eran los
  siguientes
• Incrementar la Producción de PDVSA
• Incrementar el desarrollo del Sector Privado
• Mejorar la economía regional / nacional
• Captar nuevas tecnologías
• Obtener mayores ingresos fiscales

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Criterios de Selección / Características
Ronda I

• Orientada básicamente a crudos pesados
• Campos inactivos
• Altos costos de producción
• Explotación limitada al horizonte donde estaban
  completados los pozos
• Area de explotación limitada al campo conocido y
  desarrollado
• Se limita a la explotación de crudos mayores a
  22 API
• Campos activos / inactivos de alto costo de
  producción
• Se permite profundizar y se agregan áreas
  adicionales sujetas a exploración
• Semejante a Ronda II
• Se agrega el concepto de campo inicial y
  cualquier actividad fuera de ésta área es a
  cuenta y riesgo del operador

Ronda II
Ronda III
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Aspectos Legales

• La Contratista realiza las actividades a su
  cuenta y riesgo, pero a cuenta de PDVSA, de
  acuerdo a presupuesto aprobado.
• Los Convenios serán interpretados y regidos por
  las leyes de Venezuela.
• La Contratista no tiene derecho sobre los
  hidrocarburos (LOREICH).
• Contratos a 20 años.
• Terminación automática si se deja de entregar
  crudo por un período de 6 meses.
• Se establecen compromisos mínimos de trabajo
  avalados por carta de crédito.
• La aprobación del Programa de Trabajo no se
  negará irrazonablemente.
• La Contratista pagará los impuestos,
  contribuciones y aranceles como empresa de
  servicios.
• La Contratista y sus Subcontratistas estarán
  sujetos a todas las leyes y reglamentos de la
  República de Venezuela.
• PDVSA pagará regalía e impuestos
  correspondientes por ley

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Aspectos Legales (continuación)

• Pagos son U.S. Dólares.
• Facturación trimestral (dentro de los próximos
  15 días del mes siguiente) y pagaderos en un
  plazo no mayor de 45 días de presentada la
  factura.
• Los arrendamientos de equipos e inmuebles deben
  ser pagados por PDVSA.
• La Contratista no podrá ceder o delegar sus
  derechos sin previo consentimiento escrito de
  PDVSA.
• Cualquier contrato que exceda la suma de 5 MM
  (Ronda I) ó 1 MM (Ronda II) ó 2.5 MM (Ronda
  III) debe ser aprobado por PDVSA y deben ser
  otorgados mediante procesos competitivos de
  selección.
• Se reconocerán los costos de capital, mediante
  40 alicuotas trimestrales y el saldo adeudado
  generará intereses.
• La remuneración ofertada por el Contratista como
  costo de operación (OPFee) será indexado
  trimestralmente (Rondas I y II).
• El honorario máximo total (MTF) para un trimestre
  es indexado trimestralmente (Rondas I y II).

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Condiciones Básicas
I y II Ronda

• Selección de los campos inactivos fue hecha
  conjuntamente entre MEM/PDVSA considerando áreas
  sin conflictos con actividades en áreas
  operacionales y propicios para impulsar la
  economía local.
• Pagos por Servicios de Operación en base al
  volumen de petróleo y gas entregado a PDVSA
  (/Bl).
• Se discriminan los honorarios por operación,
  inversiones e intereses sobre capital no
  recuperado.
• Pago total ajustado según un valor máximo
  Honorario Máximo Total (MTF).
• Las inversiones no recuperadas por el contratista
  prescriben al final del convenio.

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Criterios de Selección de Campos

• I y II Ronda
• Con inversiones cuantiosas o de alto riesgo no
  previstas en el Plan de Negocios.
• Inactivos o con producción marginal.
• En producción con problemas tecnológicos.
• Desarrollo de reservas preferiblemente de crudo
  Condensado/Liviano/Mediano.
• Ubicados en zonas periféricas a las operaciones
  propias que impulsen la economía de las
  comunidades cercanas.
• Exploración Posibilidad en II Ronda.

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Criterios de Selección de Campos

• III Ronda
• Todas los de I y II Ronda.
• Dependencia Operacional (Cuota OPEP).
• Participación Nacional en áreas especiales.
• Prospectividad exploratoria a riesgo de
  Contratista.

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Marco Contractual

• Los Planes de Desarrollo y Presupuesto Anuales
  son sometidos a PDVSA para su aprobación, los
  cuales serán incluidos en el ciclo presupuestario
  de PDVSA.
• La remuneración de la contratista esta basada en
  el volumen de hidrocarburos entregados a PDVSA
  bajo especificaciones contractuales.
• Programa Mínimo de Trabajo garantizado en los
  primeros tres años.
• Duración 20 años (en III Ronda por campo)

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Conceptos Básicos
I Ronda

• Honorarios de Operación (OPFee)
• Valor en /Bl ofertado por el contratista.
  Incluye gastos de operación y ganancial. Se
  indexa con el índice de energía de E.U.A.
  (Consumer Price Index)

Honorarios de Capital (CAPFee) Reembolsos de los
avances de dinero que el contratista coloca en
activos por cuenta de PDVSA. Estos se amortizan
en un periodo de 10 años, siempre y cuando el
Máximo Pago Total (MTF) lo permita.

Honorario Máximo Total (MTF) Es el valor máximo
pagado en un trimestre dado. Fijado inicialmente
como condición de licitación. Se indexa de
acuerdo a cestas de crudos.
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Conceptos Básicos
II Ronda

• Honorarios de Operación (OPFee)
• Valor en /Bl ofertado por el contratista.
  Incluye gastos de operación y ganancial. Se
  indexa con producción y el índice de energía de
  E.U.A. (Consumer Price Index)

Honorarios de Capital (CAPFee) Reembolsos de los
avances de dinero que el contratista coloca en
activos por cuenta de PDVSA. Estos se amortizan
en un periodo de 10 años, siempre y cuando el
Máximo Pago Total (MTF) lo permita.

Máximo Honorario Total (MTF) Es el valor máximo
de honorario pagado en un trimestre dado. Fijado
inicialmente como condición de licitación. Se
indexa de acuerdo a cestas de crudos y
productos.
Incentivos Valor en /BL adicional al MTF en
función de producción acumulada, indexado de
acuerdo a cestas de crudos y productos.
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Diferencias Contractuales
I y II Ronda
I RONDA
II RONDA
Ajuste del MTF Exploración Honorarios de
Operación Incentivo por producción Tasa de
Interés
Cesta de Crudos única No contempla Fijo en
/Bl No aplica Prime Rate 2,5
Cesta de Crudo y Productos por gravedad Si
contempla Variable en /Bl según
producción Aplica Libor 1
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Conceptos Básicos
III Ronda
MBD
Producción Incremental
Producción Base
20
1
Años
1
Producción base Volumen de producción de
hidrocarburos líquidos correspondientes a la
producción de todos los pozos activos en el
momento de inicio de operaciones y calculado
trimestralmente en base a un factor de
declinación acordado.
Producción incremental Volumen de producción de
hidrocarburos líquidos que exceda a la
producción base.
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Conceptos Básicos
III Ronda
A Estipendio producción base Valor en /Bl
fijado por PDVSA como condición de licitación
aplicable a la producción base durante la vida
del convenio.
B Estipendio producción incremental Valor en
/Bl aplicable a la producción incremental que
incluye los desembolsos realizados por la
contratista y su retribución por servicios,
determinado en función de los ingresos del
campo, calculados en base a un valor neto de
hidrocarburos (VNH).
C Valor Neto de Hidrocarburos (VNH) Valor en
/Bl que limita el pago del estipendio
incremental una vez excluido los conceptos de
regalías, gastos administrativos y transporte.
Estipendio por Servicios A B
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Diferencias Contractuales I / II y III Ronda
I / II RONDA
III RONDA
Intereses por pagos diferidos Honorarios
limitados Riesgo exploratorio Diferenciación
entre costo capital y operación Factor de
Valorización (FDV) Aprobación Inversiones Programa
mínimo de trabajo Terminación automática de
campos no explorados Garantía de flujo de caja
PDVSA positivo Potencial participación colectivo
nacional Reducción de producción por cuota OPEP
() Exclusividad áreas operadoras nacionales
SI MTF PDVSA SI NO ANUAL ACTIVIDAD NO NO NO NO NO
NO VNH CONTRATISTA NO SI PLAN DESARROLLO MONTO SI
SI SI SI SI
() Boscán contempla reducción
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Esquemas de Remuneración
Precio Cesta Unica Crudos
Precio Cesta / Productos por tipo de Crudos
Fórmula de Precio
Regalía Administración y Transporte
Incentivo
VNH
MTF
CAPFEE
CAPFEE
Retribución según TIRM
Intereses (Prime2.5)
Intereses (Libor1)
Estipendio Incremental
OPFEE
OPFEE
Estipendio Base

• MTF Honorario Máximo Total
• VNH Valor Neto de Hidrocarburos

I Ronda
II Ronda
III Ronda
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Esquemas de Remuneración
I RONDA
II RONDA
III RONDA
Crudos
Crudos
Ref.
Cesta de Crudo
Ref.
WTI
Crudo
Liviano
Mediano
Pesado
WTI
X
X
WTI
WTS
X
X
X
WTS
WTS
LLS
X
CPAA
THUMS
X
UNL
MAYA
X
GASOIL N 2
DUBAI
RES
X
ASFALTO
BRENT
X
NAPHTHA
DB
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Esquemas de Remuneración
I Ronda
Intereses Interés (TCAPEX - RCAPEX)
x Tasa de Interés x No. de días en el Trimestre
en Curso 360
TCAPEX Costos de Capital Acumulativo hasta el
final del Trimestre Previo RCAPEX
Costos de Capital Totales pagados al final del
Trimestre Previo.
Honorario Máximo Total (MTF) MTF (N) MTF
(N-1) x CPB (N) CPB (N-1) Se
indexa de acuerdo a cestas de crudos. CPB (N)
Precio Cesta de Crudo para los tres meses del
Trimestre en Curso - US/Bbl CPB (N -1)
Precio Cesta de Crudo para los tres meses del
Trimestre Previo - US / Bbl
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Esquemas de Remuneración
II Ronda
Intereses Interés (TCAPEX - RCAPEX)
x Tasa de Interés x No. de días en el Trimestre
en Curso 360 TCAPEX Costos
de Capital Acumulativo hasta el final del
Trimestre Previo RCAPEX Costos de
Capital Totales pagados al final del Trimestre
Previo.
Honorario Máximo Total (MTF) MTF (N) MTF
(N-1) x CPB (N) CPB (N-1) Se indexa de
acuerdo a cestas de crudos. CPB (N) Precio
Cesta de Crudo para los tres meses del Trimestre
en Curso - US/Bbl CPB (N -1) Precio Cesta de
Crudo para los tres meses del Trimestre Previo -
US / Bbl
Incentivos Incentivo (N) Incentivo (N-1) x
CPB (N) CPB (N-1) Igual al MTF,
se indexa de acuerdo a cestas de crudos y
productos.
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Esquemas de Remuneración
III Ronda
Valor Neto de los Hidrocarburos

• Valor Comercial Estimado según Fórmula de Precio

• Regalía
• Manejo y Transporte
• Cargo Administrativo PDVSA
• (de 1 a 1.5 según Convenio)

Regalía Manejo y Transporte Adm. Filial
VNH
Valor máximo de pago por Producción Incremental
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Ejemplo de Remuneración
EMPRESA A Opffe 6,0 /BL MTF 10,0 Inversiones
120 MM Producción Diaria 3000 BPD Producción
1 Trim 270.000 BLs Pagos por Opffe Pago 6
/BL x 270.000 BLS 1.6 MM Alicuotas de Cfee
120 x 106 3 x 106 40 Pruebe que
remuneración Total no excede MTF 3 x 106
11.1 /BL 0,27 x 106 6 11.1 17.1 gt
10 Cfee 270.000 BLS x 4 /Bl 1.080.000 Pago
Total 1,6 1,08 2,68 MM
EMPRESA B Opfee 6 /bl Mtf 10
/Bl Inversiones 120 MM Producción Diaria
30.000 BPD Producción 1 Trim 2.700.000
BLs Pagos por Opffe Pago 6 /BL x 2.700.000 BLS
16.2 MM Alicuotas de Cfee 120 x 106 Cfee
3 x 106 40 Pruebe que remuneración Total
no excede MTF 3 x 106 1.11 /BL 2,7
x 106 6 1.11 7.11 lt 10 Cfee 3.000.000
Pago Total 16,2 3 19.2 MM
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(No Transcript)
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Debilidades de los Convenios
Ronda I

• .- Los convenios de Pedernales y Monagas Sur son
  de crudo pesados (14 a 16 API)sin embargo la
  Indexación de los honorarios máximos totales
  (MTF) se realiza con cesta de crudos livianos y
  medianos los cuales tienen un precio mucho mayor
  en el mercado.
• .- Los costos de transporte hasta los puntos de
  comercialización son por cuenta de PDVSA.
• .- Se reconocen como costos capitalizables
  actividades de servicios /rehabilitación o
  mantenimiento con vida útil más de un año, lo
  cual en nuestro sistema contable se considera
  gastos (deberían estar dentro del Opfee del
  operador).
• .- No se limita la capitalización de construcción
  de viviendas instalaciones recreacionales.
• .- Se reconoce como costos capitalizable,
  equipos, muebles, vehiculos, herramientas,
  aviones, equipos de oficina etc.

27
Debilidades de los Convenios

• .- Se reconoce igualmente alquileres de terrenos
  o de inmuebles, entrenamiento técnico.
• .- Se reconocen sin limitación Inventarios de
  Materiales.

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Debilidades de los Convenios
Ronda II

• .- Las mismas consideraciones de Ronda I (b al g)
• .- Se permite la exploración en profundidad y en
  área geográfica pero, recuperable vía honorario
  de capital, inclusive en casos no exitosos.
• .- Se establecen incentivos por producción
  acumulada, sin embargo los volúmenes acumulados
  establecidos en algunos contratos (JUSEPIN)
  fueron muy bajo y se pagan incentivos desde
  etapas tempranas de producción.
• .- En caso de pozos de desarrollo que resulten
  secos o improductivos también se reconocen los
  costos vía honorarios de capital.
• .- Los cambios de alcance en proyectos /pozos no
  tienen limitaciones y se reconoce vía honorarios
  de capital, esto no castiga la ineficiencia del
  operador.

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Debilidades de los Convenios

• .- No esta bien definido el trato que debe
  recibir un activo inconcluso, que en nuestros
  libros no puede ser depreciado, sin embargo se
  recupera a través del Cfee.
• Puntos d,e y f anterior.

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Conclusiones

• Los convenios operativos tal como fueron
  concebidos, hoy día no resultan ser un buen
  negosio para la nación.
• La mayor parte del riesgo lo asume PDVSA
• Las clausulas contractuales son muy débiles y
  manejables a favor del operador.
• Los criterios de gastos e inversiones no son
  compatibles con los sistemas contables PDVSA.

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Recomendaciones

• Los Convenios operativos deben ser revisados /
  modificados o negociados bajo otro esquema que
  permitan ganar-ganar.
• Debe Conformarse un grupo Técnico - Financiero -
  Legal dedicado 100 a renegociar estos contratos.

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Régimen Fiscal
PDVSA
Contratista
Impuesto sobre la Renta - Original
67,7
34,0
Actual
50,0
34,0
Impuesto de Explotación - Original
16,67
()
()
Actual
30,0
Impuesto Municipal
1,25 a 7
I y II Ronda - Costo de Capital
III Ronda Desembolsos Cargables
4 a 7
Impuesto Activo Empresarial
1
() 1 en Monagas Sur, Pedernales y Guárico
Oriental () La nueva Ley prevé reducción hasta
un 20 dependiendo de la rentabilidad
33
Ventas
Refinería
Gas
Re- Inyección
Crudo agua
Agua
Crudo
Bomba
Levantamiento
Tratamiento
Transporte
Almacenamiento
Elementos de Costos

• Bombeo y Medición
• Levantamiento
• Tratamiento
• Rec - Sec
• Rehabilitación
• Almacenamiento y Transporte
• Bienestar y beneficios
• Labor
• Reparaciones
• Servicio a Pozos

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Exploración - Desarrollo - Explotación
Sismica 2D Exploratoria
Sismica 3D Detalles
Planificar Perfor. Avanzada delinear
Perforación Exploratoria
Reconocimiento Acro Gravimétrico
Perforación de Desarrollo
Geológica Petrofís. Fluidos ETC
Plan de Desarrollo
Construcción de Infraest.
Explotación
35
Apertura Petrolera
PDVSA cancela ISLR
Particp. Acción PDVSA
PDVSA Derecho a Hidrocarburos
PDVSA Propietarios Activos
Existencia de Pozos/Inst
Resetvas Conocidas
NO
Conv. Operativos
SI
SI
SI
SI
SI
Fracción Acción
Fracción Acción
Fracción Acción
NO
NO
1-35
Expl. A Riesgo
Asociaciones Estratégicas
Fracción Acción
Fracción Acción
Fracción Acción
SI
POCO
SI
36
Dimensiones
VPN (MM) - 2000
FISCO PDVSA I / II 3.470
530 III 4.800
470 TOT 8.270 980
III Ronda
I / II Ronda
1483
1373
1004
668
482
417
310
272
239
186